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Verteilnetzstudie des Landes Hessen – Das Wesentliche:

Verteilnetzstudie des Landes Hessen – Das Wesentliche:

Notizen / Stichpunkte zur Verteilnetzstudie Hessen

Die Verteilnetzstudie des Landes Hessen ist ein zwar sehr umfangreiches, dafür aber initiales Dokument, das bisher unbearbeiteter Felder der Energiepolitik weit öffnet.

Sie ist an manchen Stellen zwar viel zu detailliert, als Einstiegsdokument aber gerade deshalb interessant, weil sie bisher vollkommen unbeachtete Aspekte in den Fokus nimmt.

Das Land Hessen nimmt damit energiepolitisch den progressivsten Platz im Konzert – oder auch der Kakophonie – der deutschen Bundesländer ein.

Die Beauftragung in 2015 wäre allerdings längst zeitkritisch – wenn sich in der Energiepolitik seither etwas Entscheidendes oder überhaupt irgendetwas nach vorne bewegt hätte

Lobenswert anspruchsvoll sind indessen die Ambitionen: Die energiepolitischen Ziele des Landes Hessen adressieren dabei sowohl die nachhaltige Veränderung der Energieerzeugungslandschaft, welche bis 2050 eine vollständige Deckung des Endenergieverbrauchs für Strom und Wärme aus Erneuerbaren Energien erzielen soll, als auch Energieeffizienzbestrebungen und den beschleunigten Wandel des Energieverbrauchs hin zu möglichst emissionsfreien, effizienten elektrischen Verbrauchern. (S. 1)

Woraus – zum Glück – der Schluss gezogen wird, dass die Anforderungen an die Verteilnetze sich zukünftig verändern (S. 1), denn sie werden … zusätzlich zu ihrer bisherigen Versorgungsaufgabe den Hauptteil der neuen Einspeisung aufnehmen und fast alle neuen Stromanwendungen direkt versorgen. Was denknotwendig zu einem … potenziell umfangreichen Ausbau der regionalen Verteilnetze … führen muss.

Bemerkenswert ist die Betrachtung so genannter Stützjahre 2024 und 2034 (je ein Jahr VOR SzR des „Bundes“, S. 2 ). Entwickelt werden dabei ein … (mittleres Energieszenario), die umfangreiche Realisierung der energiepolitischen Landesziele (oberes Energieszenario), aber auch die mögliche bundesweit verzögerte Erreichung der Energiewendeziele (unteres Energieszenario.

Ein weiteres Paradigma lautet: Netzausbaumaßnahmen werden dann als wirtschaftlich vorteilhaft gewertet, wenn ihre Annuität aus Investitions- und Betriebskosten sowie maßnahmenabhängig auch aus Wertersatz für abgeregelte Energie günstiger als die Annuität von anderen elektrisch sinnvollen Maßnahmen ist.

Das bedeutet passenderweise zum Treffen des Vereins Platform Energy am 28.04.2018: Der derzeitige Merit-Order- Ansatz über variable Kosten ist nicht sinnvoll.

Hier wird ein durchgängig vernünftiger Ansatz vorgestellt, allerdings unter dem Vorbehalt, dass die gesetzte Annuität auf dem erwartbaren Lebenszyklus und nicht etwa auf Industrie-, Handwerks- oder irgendwelchen Verbandsinteressen beruht. Das Negativbeispiel für derartige Entscheidungen aus politischer Unvernunft liegt z. B. in der gesetzlichen Sonderabschreibung für energetische Sanierung im Immobiliensektor, explizit Mietwohnungsbereich. Hier eröffnet diese undurchdachte Regel den Weg zu enormen außertourlichen Mieterhöhungen, nur um massive Investitionen in energetische Sanierungen anzureizen. Die allerdings viel zu kurz gewählte Abschreibezeit von neun Jahren führt zu einer vollen Wälzung dieser Kosten auf die Mieten, was vor allem in Ballungszentren zu grotesk hohen Mietsteigerungen führt. Dabei liegt die Lebenszeit fast alle baulichen Energieeffizienzmaßnahmen an Gebäuden bei wenigstens 30 Jahren, eher bei 50. Dass es den Bauherren grundsätzlich frei steht, freiwillig selbst eine längere Abschreibezeit in Anspruch zu nehmen, scheint mittlerweile vollkommen unbekannt zu sein. Von daher wäre es dringende Aufgabe des Gesetzgebers, hier mit fester Hand nachzuhelfen.

Weitere bemerkenswerte Vorschläge bestehen in der Kopplung von Netzgruppen des Hochspannungsnetzes, sowie der klaren Vorstellung einer Implementierung von Power-to-Gas-Anlagen oder von Netzspeichern. Das Land Hessen ist an der Stelle allen anderen Bundesländern und vor allem dem Bund selbst weit voraus.

Für den Verein Platform Energy ergibt sich hier die Aufgabe, das im kommenden Landtagswahlkampf in Bayern deutlich zu machen und Vor allem Herrn Söder und seinen Wirtschaftsminister damit zu fordern.

Die vorgelegte Verteilnetzstudie erweitert die Betrachtungen zusätzlich durch die Bewertung möglicher Vorteile aus netzebenenübergreifender Netzplanung sowie für die kumulative Wirkung der Spitzenkappung über alle Netzebenen des Verteilnetzes.

Sie bedient sich dabei einer Zielnetzplanung vom Referenzzustand in den Zielzustand:

Für Hessen heißt das: Die Einspeisung von RES mit 1,18 GW (2014) zukünftig auf 3,15 GW (2024) bzw. 5,35 GW (2034) zu erhöhen. Leider sind auch in dieser Studie die Autoren der irreführenden Vorstellung verhaftet, dass Leistung „eingespeist“ wird und dann Leistung – wohin auch immer – „fließt“. Diese verkürzende Vereinfachung wird der technischen Realität nicht gerecht. Es handelt sich lediglich um eine Angabe zur installierten Leistung unter Standardnormbedinungen, und nicht um Einspeisung. Wo der Strom dann real auf kürzestem Wege hinfließt, wissen wir in der Regel nicht, da die entsprechenden Daten entweder gar nicht erfasst werden oder eben als Geschäftsgeheimnisse eingestuft unter Verschluss gehalten werden. Eine antiquierte, verkürzte Denkweise, die den technischen Notwandigkeiten nicht mehr gerecht wird.

Die Erwartungen der Verteilnetzstudie gehen dahin, das der Stromverbrauch sinken wird, die Einsparungen aber dadurch aufgewogen, dass die Verbrauchsgewohnheiten geringfügig wachsen.

Die Autoren kalkulieren (S. 4) mit – freilich idealisierten – Größenordnungen von neun Prozent / elf Prozent / Netzausbaukosten/ sechs Prozent.

Eine klare Botschaft, die auf der Eben BnetzA/ÜNB keinerlei Beachtung findet, lautet: Das heute nicht sicher abschätzbare Verhalten von Prosumer-Anwendungen wird einen

hohen Einfluss auf den Netzausbaubedarf haben. Das mag daran liegen, dass der „obersten“ Ebene das Potential der großen Masse der „Prosumer“ gleichhgültig ist, da diese in jedem Fall nichts als die finanziell zu verpflichtenden Erfüllungsgehilfen hochfliegender und hochrentabler Geschäftsmodelle sind, oder weil sie es schlicht nicht besser können. Was besser oder schlechter ist, bleibt der Beurteilung jedes einzelnen Lesers überlassen.

Der weitere Aspekt S. 9 (14) Regelbare Ortsnetztransformatoren (RONT): Diese Technologie bleibt trotz optimistischer Kostenannahmen auch zukünftig verhältnismäßig teuer im Vergleich zu anderen innovativen Maßnahmen. Ihr Einsatz verspricht nur in einem geringen Anteil der Niederspannungsnetze wirtschaftliche Vorteile, speziell wenn beidseitige Spannungsgrenzwertverletzungen auftreten. Daher sollte der Einsatz regelbarer Ortsnetztransformatoren nur nach detaillierter Wirtschaftlichkeitsprüfung und Risikoabwägung erfolgen.

An der Stelle bleibt die Studie weit hinter längst bekannten Lösungen zurück. Die RONT sind eine nette, funktionierende Technologie. Allerdings bekommt man zum salben Preis mehr Regelleistung plus eine beachtliche Menge an elektro-chemischer Speicherkapazität, wenn man statt auf RONT auf die bereits verfügbaren Alternativtechnologien setzt. (http://www.actensys.de/). Damit läßt sich das nachfolgend zutreffend beschriebene Problem intelligent lösen, da ein verbindlich angekündigter, massiver Ausbau spielend die Möglichkeit zur Ausschreibung bei unter 40% der aktuellen Marktpreise ermöglicht. Die bekannten RONT der üblichen Hersteller dagegen haben kaum mehr Spielräume im Preis und sind ohnehin in der Relation bereits jetzt zu teuer, weil sie im Grunde nichts können, ausser eben abregeln oder hochregeln.

(15) Lokale Netzspeicher: Neben offenen regulatorischen Fragen stehen dem wirtschaftlichen Einsatz der Netzspeicher insbesondere die hohen Technologiekosten entgegen. Erst ab einer Halbierung der Technologiepreise kann ihr Einsatz für die Spannungshaltung wirtschaftlich werden. Für strombegrenzte Netze ist die Vorteilhaftigkeit nachhaltig nicht gegeben.

Diese letzte Aussage steht ohne Nachweis da, und wird deshalb bestritten. Der Nachweis fehlt wohl deshalb, weil er ohnehin nicht gelingen kann. Dieser Satz ist möglicherweise aus politischen Gründen in die Studie gelangt, mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit sachlich falsch – schlicht weil intelligent platzierte Speichertechnologie (both ends) die Strombelastung von Leitungen zeitlich streckt, damit senkt und dabei trotzdem jederzeit die benötigte Leistung bereit stellt – und vor allem: Er ist überflüssig.

Daher ist die folgende Aussage der Studie auch ein weiteres Argument gegen die soeben bestrittene These:

(19) Unter den bewerteten innovativen Maßnahmen hat der netzdienliche Einsatz von Prosumer-Anwendungen das mit Abstand größte Potenzial für die Reduktion des Netzausbaubedarfs. Allerdings sind realistische Möglichkeiten, die netzdienlichen Beiträge der Prosumer-Anwendungen durch Netzbetreiber zu aktivieren, aufgrund der noch zu schaffenden technischen und prozessualen Voraussettungen derzeit noch begrenzt.

Das Problem ist also auch hier ein strukturelles, kein technisches. Selbst wenn es dann wieder nur halbwegs eindeutig sinnvoll weitergeht:

Dagegen muss das Risiko, dass Prosumer-Anwendungen zukünftig rein markorientiert, d.h. ungeachtet der Netzauslastung wirken, durch Sicherheitsaufschläge in den Netzplanungen abgebildet werden.

Richtig – und doch zu einseitig, weil im Grunde nur auf Leitungsquerschnitte und Spannungsebenen bezogen. Werden elektrochemische Speicher sinnvoll einbezogen, dann wird eine runde und schlüssige Sache daraus. Diese Art der Prosumeranwendungen ermöglicht viel mehr genau das Gegenteil: Gesicherte Begrenzung der Leitungsbelastungen.

Beispiel: Eine PV-Anlage auf einem Wohnhaus hat 18 kWpeak Nennleistung. Das bedeutet, in der Spitze kann die von dieser Anlage entwickelte Leistung locker das Doppelte betragen, wenn auch in der Regel nur für wenige Minuten. Das Netz würde man denken, würde auf diese 18 KW ausgelegt. Ist es aber nicht, weil es das noch lange nicht muss. Den Sicherheitszuschlag hat der Netzbetreiber längst in der 400 V Zuleitung auf Netzebene 1 im betreffenden Strang zum nächsten ONT (Ortsnetztrafo hin) integriert. Diese Zuschläge sind in normalen Wohngebieten dermaßen groß, dass die Ausbaupotentiale noch lange nicht erschöpft sind. Kommen viele solcher Anlagen dazu, kann es aber an den ONT zu Problemen kommen. Die könnte man dann zwar gegen größere Anlagen austauschen, doch auch die sind begrenzt.

Baut hingegen der Eigentümer der beschriebenen PV-Anlage einen soliden Speicher mit 10 kW Ladeleistung hinzu, kann er seine Einspeisung jederzeit um eben diese 10 KW begrenzen. Die maximal auftretende Leistung der PV kann rechnerisch ermittelt werden, über die Elektronik von Speichern kann jederzeit die Ladeleistung des Speichers auch auf ein Vielfaches der Nennleistung erhöht werden und die Abgabeleistung zuverlässig auf z. B. 10 kW eingestellt werden. Damit belastet diese Prosumeranwendung das „Netz“ nicht nur keineswegs, sondern entlastet es sogar. Und zwar höher, als die eigentliche Ausnahmeleistung des Prosumer- Anschlusspunktes liegt. Dehnt man das auf alle an dieser Leitung angeschlossenen Prosumer aus, würde mit Sicherheit jede Berechnung dieses Netzelements nach allüblich vereinfachter Art eine dauerhaft negative Netzlast ergeben, bzw. ein ständig “unterfordertes“ Netz darstellen.

Irgendwie gleichermaßen verwirrend wie interessant ist der folgende Punkt auf S. 18 Für diese Netzberechnungen verwendet die Verteilnetzstudie in sehr großer Anzahl ausschließlich Realnetze. Meine Frage. Welche denn sonst? Ein hypothetisches Netz zu verwenden könnte die Implementierung von Wunschparametern wirtschaftlich interessierter Kreise zur Folge haben und würde damit den Wunsch zur Begründung übertriebener und volkswirtschaftlich nutzloser Ausbauvorhaben zur Notwendigkeit hochadeln.

Dankbar bin ich über die auf S. 19: vorgestellte „klassische“, Netz-Ebenen-Betrachtung von „Netzebenen“, die ich für nichts als belanglosen bürokratischen Unsinn halte.

1. Die numerische Logik läuft der Realität exakt zuwider:

Netzebene 1: HöS / Übertragungsnetz / 220 kV und 380 kV (150 kV – 380 kV). Warum ausgerechnet das HöS mit der Nr., 1 als vermeintlich wichtigste Ebene apostrophiert wird, ist genauso unklar wie unlogisch. Das zentrale, wesentliche und wichtigste Netzelement ist die 0,4-KV Ebene hier als Netzebene 7 am Ende bzw., außerhalb der Bedeutungskette angesiedelt. An dieser Ebene hängen aber die 50 Millionen von 50 Millionen plus ein paar tausend Nutzeranschlüssen. An dieser Ebene hängen damit die, die sämtlich Bespassungsaktivitäten, die Shareholderempfänge der ÜNB, deren Geschäftsmodelle, deren Gewinne und vor allem deren überduchschnittliche Managervergütungen erwirtschaften und bezahlen. Damit ist sie definitv die wichtigste Netzebene und gehört sinnvollerweise an Position 1. Für das, was heute die Managementebenen dieser Strukturen leisten, waren die Dotationen der früheren Beamten auf diesen Positionen mehr als aureichend.

Netzebene 2: Umspannwerke an den Netzknoten HöS zu HS und umgekehrt. In wie fern eine Anzahl Umspannwerke eine eigenen Netzebene bilden sollen, mag sich jeder selbst fragen. Demnach bilden auch Mobilfunkmasten oder Autobahnkreuze für sich bereits eigene Netze und Netzebenen.

Netzebene 3: HS / Verteilnetz / 110 kV (60 kV – bis 150 kV)

Netzebene 4: Umspannwerke HS / MS

Netzeben 5: MS / Verteilnetz/ 1 kV bis 60 kV.

Netzebene 6: Trafostationen / Umspannung MS / NS

Netzebene 7: 3-phasiges „Haushaltsstromnetz“, 230 V und 400 V. Theoretisch bis 1 kV.

Trafostationen bis 680 kVA / ca. 750 kW.

Sehr dankbar wiederum bin ich für die Einführung einer auf dem Spielfeld von BnetzA und ÜNB vernachlässigten Funktionsgröße, siehe S. 29:

Mithilfe einer logistischen Funktion (Technologiediffusionskurve) wird der zeitliche Verlauf des Ausbaus der Elektromobilität entsprechend Abbildung 7 angenommen. Sofern für 2050 ein Anteil E-Kfz von 80% erwartet wird, ergibt dies für das Jahr 2024 eine

Durchdringung mit E-Kfz von 2% und für das Jahr 2034 eine Durchdringung von 19%.

Diese Technologiediffusionskurven sollten entsprechend ihre Anwendung bezüglich elektrochemischer Speicher erhalten.

Ebenfalls sehr rational werden weitere Ansätze entwickelt.

S.30 Anders als in den Energieszenarien für Hessen erfolgte hier keine weitere Differenzierung, sodass für das untere, mittlere und obere Energieszenario jeweils gleiche Annahmen getroffen wurden. Die Regionalisierung der zusätzlichen Erzeugungsleistung erfolgt mit eigenen Modellen für den Zubau von Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen.

Im Fall der Windenergie werden im Zubaumodell die Bestandsanlagen entsprechend ihres jeweiligen Inbetriebnahmejahres berücksichtigt. Ein Zubau neuer Windenergieanlagen erfolgt auf zuvor ermittelten Potenzialflächen, unter anderem unter Berücksichtigung von

1.000 Metern Abstand zu Wohnsiedlungen sowie der Windressource.

Bei Zubau der Photovoltaik wird ein Anteil von 20% an Photovoltaik-Freiflächenanlagen berücksichtigt, während achtzig Prozent als Photovoltaik-Aufdachanlagen abgebildet werden.

Die Photovoltaik-Freiflächenanlagen werden entlang der Randstreifen von Autobahnen und Schienenwegen verteilt, während Photovoltaik-Aufdachanlagen auf Basis der CORINE

Landbedeckungsdaten [16] innerhalb der Siedlungsflächen zugebaut werden.

Dieser Ansatz klingt vernünftig, hängt aber wieder zu sehr von renditegetriebenen Entscheidungen ab. Derzeit ist der gesamte PV-Markt weitgehend über die diversen Manipulationen des EEG in den vergangene Jahren zum Erliegen gekommen. Rentabilität für den Privatanwender wird gezielt unterbunden. In der Regel lohnen sich nur noch einzelne größere Projekte und die Menge der investierenden Idealisten mit Potential dürfte erschöpft sein. So wird unter Beibehaltung der bundesrechtlichen Festlegungen alles weitere vorerst Theorie bleiben. Fortschritt wird es jedenfalls im Sinne einer vernünftigen Energiepolitik mit den vier stärksten Fraktionen im Bundestag die nächsten vier Jahre keinesfalls geben. Vielmehr sind Rückschritte zu erwarten (Meine Prognose). Dennoch ist das folgende ein sehr guter Ansatz.

S 33 Mithilfe dieser Geodatensätze lassen sich die zu erwartenden Erzeugungsleistungen und Lasten bis auf einzelne Niederspannungsnetzanschlusspunkte zuordnen. Die zur Regionalisierung angewendeten Methoden wurden zum Teil im Rahmen des BMWi-geförderten Projekts STERN [19] entwickelt.

Eine dankenswerte Information findet sich später:

S.60 Die automatisierte Netzausbauplanung basiert auf der Open-Source Netzberechnungssoftware pandapower [30][31], welche durch das Fraunhofer IWES IEE (vormals IWES) in Kooperation mit der Universität Kassel entwickelt wurde.

S. 66 Die Netzplanungen auf der Mittelspannungsebene werden als Zielnetzplanungen für die Stützjahre 2024 und 2034 durchgeführt. Für die Stützjahre werden Energieszenario-Ausprägungen erstellt und die prognostizierten Leistungen dem Netzmodell zugeordnet.

Hierbei werden Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen, die in der Niederspannung angeschlossen werden, genauso wie E-Kfz und Wärmepumpen über eine Zuordnung der Liegenschaften zu Ortsnetzstationen aggregiert und als Ersatz-Einspeisung bzw. Last modelliert.

Windenergie- und Photovoltaik-Freiflächenanlagen werden entweder direkt an das Mittelspannungsnetz angeschlossen oder als Direktanschluss an die Umspannebene ausgeführt.

Hier findet sich neben einer Beschreibung der Praktikabilität eine Neuerung, die Auswirkungen auf die Betrachtung der „oberen“ Netzeben haben muss.

Im nachfolgend beschrieben finden sich etliche Ansätze,die auch für die ÜNB und die BnetzA und vor allem auch die EU-Ebene wertvoll sein könnten. Dennoch bleibt die Studie aus Hessen auch hierhinter den gesicherten technischen Möglichkeiten deutlich zurück.

S. 75 Für die Netzplanung ist inzwischen ein relativ breites Spektrum an innovativen Maßnahmen hinzugekommen, um auftretenden Netz- bzw. Netzbetriebsmittelüberlastungen anders als durch konventionelle Netzverstärkung entgegenzuwirken. An diese innovativen Maßnahmen sind zugleich hohe Erwartungen geknüpft, dass durch deren vermehrten Einsatz eine nennenswerte Reduktion der Netzausbaukosten erzielt werden kann.

Die innovativen Maßnahmen können wiederum einzeln oder in Kombination eingesetzt werden, um den bestmöglichen Beitrag zu erbringen. Die möglichen komplexitäts- und aufwandstreibenden Rückwirkungen von kombinierten innovativen Maßnahmen auf die Betriebsführung, werden für die Netze und Netzbetreiber deutlich verschieden ausfallen und daher im Rahmen der Auswirkungsanalyse nicht in die Bewertung einbezogen.

Innovative Maßnahmen:

Cos phi = konstant:

cos ϕ = konstant: Blindleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Erzeugungsanlagen (in der Verteilnetzstudie modelliert für Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen) zur Spannungsregelung mit einem konstanten Leistungsfaktor.

Q(U)-Regelung:

Q(U)-Regelung: Blindleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Erzeugungsanlagen zur Spannungsregelung in Abhängigkeit der Spannung am Netzanschlusspunkt.

cos phi (P)-Regelung:

cos ϕ (P)-Regelung: Blindleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Erzeugungsanlagen zur Spannungsregelung in Abhängigkeit der Spannung am Netzanschlusspunkt.

Durch die Blindleistungsbereitstellung wird eine Phasenverschiebung des Wechselstroms im Netz erreicht und dadurch auf die Spannung Einfluss genommen. Im Besonderen können durch Blindleistungsbereitstellung der, bei vermehrter Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen auftretenden, Spannungsanhebung entgegengewirkt und damit Grenzwertüberschreitungen vermieden oder reduziert werden.

Die Blindleistungsbereitstellung kann in den Verteilnetzen alternativ zu den oben genannten Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen auch durch Kraft-Wärme gekoppelte Anlagen oder andere Erzeuger erfolgen. Abgestimmt auf die Schwerpunktlegung in den Energieszenarien wird in der Verteilnetzstudie die Blindleistungsbereitstellung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen berücksichtigt.

Alles richtig, jedoch in einem Szenario bereits mit geringer Durchsetzung der Struktur durch elektrochemische Speicher entfällt dafür zunehmend der Bedarf, da die Leistungelektronik der Wechsel- und Gleichrichter an den Speichern diese Aufgaben automatisch mit übernimmt.

Eine starke Durchsetzung der gesamten Netzinfrastruktur mit Speichern bewirkt im Prinzip eine permanente galvanische Trennung der einzelnen realen Netzebenen (1-4) untereinander und von den letztlich die Blindleistung verursachenden Anwendungen. Damit werden Frequenzen, cos ϕ- Differenzen, Spannungen sowie Stromstärken und damit Leistungsabgabe und Aufnahme vollautomatisch auf jedem einzelnen Netzelement in Millisekunden geregelt und die hauptsächliche Arbeit steuernder Leitstände entfällt.

Es genügen dann technische Teams zum Austausch eventuell ausfallender Einzelelemente, besser gesagt Bauteile. Da dies für den Notfall und bei entsprechenden routinemäßigen Übungen ohnehin schon eine Aufgabe des Katatrophenschutzes (bsp. THW) ist, kann letztlich dieser den Austausch erledigen.

Spitzenkappung:

Spitzenkappung: Spitzenkappung ist die Berücksichtigung der gesetzlich gegebenen Möglichkeit, die begrenzte Abregelung von Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen bereits bei der Netzplanung zu berücksichtigen und die Netze darauf hin geringer, als zur Aufnahme der gesamten möglichen Einspeisung aus diesen Anlagen erforderlich wäre, zu dimensionieren. Gegenwärtig wird erlaubt, bis zu 3% der prognostizierten jährlichen Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen entsprechend abzuregeln. Durch das Abregeln von Einpeisespitzen wird die Auslastung des angeschlossenen Netzes sowie der Spannungsanstieg am Netzanschlusspunkt verringert. Es wird grundsätzlich zwischen statischer Spitzenkappung und dynamischer Spitzenkappung unterschieden. Bei statischer Spitzenkappung wird die Einspeiseleistung der Anlagen permanent begrenzt. Bei der dynamischen Spitzenkappung erfolgt die Abregelung bedarfsweise in Abhängigkeit von der gegenwärtigen Netzauslastung.

In der Verteilnetzstudie wird Einspeiseleistung je nach Netzebene und Anlagentyp verschieden stark reduziert. Die in den Netzplanungen der Verteilnetzstudie angerechnete Abregelung ist in Tabelle 17 bezogen auf die Nennleistung der Anlagen dargestellt.

Der Begriff „Spitzenkappung“ ist ein lange bekannter, wohl definierter, technischer und klar deutlich allgemeinerer Begriff, als es diese auf ein einzelnes Gesetz im Bereich der elektrischen Energie bezogene Paraphrase vermuten läßt. Spitzenkappung ist längst Realität bei verschiedenen technischen Anwendungen., wie z. B.der Heizungstechnik, und dient der Steigerung der Wirtschafltichkeit, indem die theoretisch für eine Anwendung benötigte Höchstleistung gezielt reduziert wird, um Betriebs- und Investitionskosten bezogen auf die nutzbare Energie ebenfalls zu reduzieren. Denn bezahlt werden muss vor allem die Energie, der Leistungspreis jeder Anwendung ist im Grunde nur die verzinste Abschreibung der Baukosten. Eine umfassendere Betrachtung der Energie kommt mit dem hier vorgestellten eingeschränkten Begriff der Spitzenkappung nicht zu Recht. Allein von daher ist er in dieser speziellen Form nicht überzubewerten und unglücklicherweise als technisches Mittel im Rahmen der Netzbetrachtungen durch diese eingeschränkte Betrachtung sogar unentfaltbar und wenig wirksam.

Netzdienlicher Einsatz von Prosumer-Anwendungen:

Prosumer im Sinn dieser Betrachtungen sind Netznutzer, die Energie beziehen, speichern oder in das Netz einspeisen können. Dies ist beispielsweise für Haushalte mit den Anwendungen Photovoltaik-Aufdachanlage und lokalem Speicher oder E-Kfz gegeben. Bei einem netzdienlichen Einsatz von Prosumer-Anwendungen kann das Netz entlastet werden, wobei diese Entlastung sowohl durch vermiedene bzw. verschobene Einspeisung oder vermiedenen bzw. verschobenen Verbrauch erzielt werden kann.

Kann nicht nur, sollte auch. Diese Chancen liegen zu lassen wäre Dummheit.

Als Sensitivität wird für jede Netzebene außerdem ermittelt, wie sich ein rein marktorientiertes Verhalten von Prosumer-Anwendungen auswirken würde, welches sich synchron an Marktsignalen ausrichtet und keine Rücksicht auf die aktuelle Netzauslastung nimmt. Das Verhalten der Prosumer-Anwendungen wird in beiden Fällen durch veränderte Gleichzeitigkeitsannahmen modelliert (vergleiche Tabellenanhang). Beim netzdienlichen Einsatz werden die Gleichzeitigkeiten der Anwendungen, die sich netzentlastend auswirken, relativ erhöht und die Gleichzeitigkeiten netzbelastender Anwendungen reduziert.

Im Einspeisefall kann die Einspeisung aus Photovoltaik-Anlagen und Energieabgabe von Speichern an das Netz reduziert und der Verbrauch durch Laden des E-Kfz erhöht werden.

Bei rein marktorientiertem Verhalten von Prosumer-Anwendungen werden die Gleichzeitigen gegenüber dem netzdienlichen Einsatz entgegengesetzt verstellt.

Überflüssig, wenn man eine konsistente Implementierung geeigneter Speicher einbezieht. Als privater oder gewerblicher Nutzer würde ich ohne Wenn und Aber meinen selbst generierten Strom entweder direkt verbrauchen oder eben Speichern und mein E-auot dann eben nachts aus dem eigenen Batteriespeicher laden.

Hochtemperatur-Leiterseile (ACCR):

Hochtemperaturseile (ACCR – Aluminium Conductor Composite Reinforced): Hochtemperaturleiterseile sind Leiterseile, die gegenüber den konventionell verbauten Leiterseilen auf eine deutlich höhere maximale Betriebstemperatur ausgelegt sind und dadurch eine höhere Stromtragfähigkeit haben. Dies ermöglicht die Verstärkung der Freileitungen mit Beibehaltung der bestehenden Masten. Lediglich die Leiterseile und Klemmen müssen ausgetauscht werden. Die erreichbare Stromtragfähigkeit ist doppelt so hoch wie beim Einsatz der konventionellen Leiterseile.

Vernünftiger, aber eben doch auch begrenzter Ansatz. Eine deratige Ertüchtigung dennoch als vorrangig zu prüfen ist dennoch sinnvoll. Die Frage der Haltbarkeit bei extremen Wetterbedingungen aber sollte ebenfalls beantwortet werden. Zudem ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung ebenfalls sinnvoll, da hohe Temperaturen zwar verarbeitet werden könne, aber dabei auch Bestandteile der Leitungen verdampft werden. Was ist damit?

Was hier aber fehlt, sind alternative Technologien zur Anwendung bei unterirdischer Leitungsführung. Diese Potentiale, bei denen sich Leitungen sogar gezielt kühlen lassen und so auf engstem Raum hohe Stromübertragungskapazitäten verlegt werden können, sind bis dato leider vollkommen unerwähnt. Technisch aber überhaupt keine Herausforderung. Für gezielte gekühlte Erdverlegung stehen zudem tausende Kilometer bundeseigener Trassen bereits zur Verfügung: Autobahnen, Bundestrassen, Landstrassen. Gerade in Verbindung mit den Überlegungen zur Elektrifizierung von Autobahnen für LKW mit Oberleitungen und der zunehm,enden Errichtugn von Ladestationen – notwendiger- und sinnvollerweise an stark frequentierten, verkehrsreichen Strassen – ergäben sich Synergiepotentiale, bis hin zur kompletten Verlegung des Transportverkehrs in den Untergrund.

Leistungskompoundierung:

Die Leistungskompoundierung ist eine leistungsflussabhängige Transformatorregelung mit dynamischer Spannungssollwertanpassung. Durch Ertüchtigung von Transformatoren mit Zubau der Regelungskomponente können das zur Verfügung stehende Spannungsband besser ausgenutzt und folglich Spannungsgrenzwertverletzungen verringert bzw. vermieden werden.

Sehr nett. Aber überflüssig, da – ungeachtet der illusorisch irreführenden Vorstellung fließender Leistungen und Lasten – diesen Job passend dimensionierte elektrochemische Speicher an allen Netzverknüpfungspunkten so oder so automatisch mit erledigen. Und dabei noch weitere Vorteile bieten.

Regelbarer Ortsnetztransformator (RONT)

Regelbarer Ortsnetztransformator: Regelbare Ortsnetztransformatoren können mittels eines variablen Übersetzungsverhältnisses die unterspannungsseitige Netzspannung unabhängig von der Oberspannungsseite auf einen bestimmten Sollwert regeln. Der Effekt entspricht dem Umstufen von konventionellen Transformatoren mit dem Unterschied, dass regelbare Ortsnetztransformatoren diese Umstufung bedarfsabhängig durchführen. Der Einsatz der regelbaren Ortsnetztransformatoren führt zur besseren Ausnutzung des Spannungsbands.

Sehr nett. Aber überflüssig, da – ungeachtet der illusorisch irreführenden Vorstellung fließender Leistungen und Lasten – diesen Job passend dimensionierte elektrochemische Speicher an allen Netzverknüpfungspunkten so oder so automatisch mit erledigen. Und dabei noch weitere Vorteile bieten.

Die betrachteten Technologien decken verschiedene Einsatzszenarien ab. Spitzenkappung und netzdienliches Prosumerverhalten sind vor allem bei Betriebsmittelüberlastungen sinnvoll. Lokale Blindleistungsbereitstellung eignet sich am besten, um räumlich begrenzte Spannungsbandverletzungen zu kompensieren. Der Einsatz eines regelbaren Ortsnetztransformators ist hingegen vor allem bei gravierenden Spannungsbandverletzungen bzw. bei Spannungsproblemen sowohl im Starklast- als auch im Rückspeisefall sinnvoll.

Beides ist nicht nur bei Betriebsmittelüberlastungen sinnvoll, sondern ganz wesentlich als Planungselement um diese Betriebsmittel vernünftig und effizient auszulasten. Es ist ja nett, wenn man eine Leitung hat, die z. B. die Stromtragfähigkeit für 2.300 MW Leistung am liefernden Ende hat, aber bereits bei 25% oder 30% Auslastung als statistischem Wert aus Gründen der Vorsicht bereits mit der Planung einer weiteren Leitung begonnen werden muss, weil das die Menge an übertragener Energie ist, bei der allerhöchstwahrscheinlich bereits vereinzelt signifikante Überlastungen auftreten. Das wäre in etwa so, als würde man einen zweiten PKW kaufen, falls mal Oma un Opa mit der Bahn zu Besuch kommen und der vorhandene dann nicht für alle Familienmitglieder ausreicht. Oder man kann auch wahlweise grundsätzlich mit dem 40-Tonner zu Aldi fahren, falls mal was Besonderes dabei ist, dass man dann gleich komplett mitnehmen kann.

Von dieser Denkweise sollten sich vor allem die VNB schnell verabschieden, denn die ÜNB und die BNetzA haben zu der fälligenLoslösung von diesem Paradigma nicht das hinreichende kreative Potential.

Noch ein paar Highlights:

Ab S. 83 schöne Zusammenstellung von Hinweisen auf notwendige Investitonskosten, sehr aufschlussreich.Nur die Kosten für z. B, RONT sind unklar. Für 29.000 € gibt es den sicher nicht. Da fehlen nur zwei bis drei Nullen.

S. 99 … Kostenreduktion von bis zu 7% bewirken kann (Median)…

…in Kombination mit dynamischen Blindleistungsbereitstellungsstrategien,…11%

S. 100 Begrenzte Wirksamkeit von Blindleistungsbereitstellung / Auswirkung der Spitzenkappung / höchste Einsparpotentiale = Netzdienlicher Einsatz von Prosumeranwendungen

In der Auswirkungsanalyse als sehr wirksam auf die Entlastung des Netzausbaus in der Hochspannung haben sich die verschiedenen Anwendungen der Spitzenkappung in unterlagerten Netzen erwiesen. Die Spitzenkappung vermindert dabei durch Abregelung von Einspeisespitzen die auftretenden Überlastungen der Leitungen. In Kombination mit Hochtemperaturleiterbeseilung und dynamischer Blindleistungsbereitstellung wird durch Spitzenkappung eine Reduktion der Netzausbaukosten um 14% im Vergleich zu rein konventionellem Netzausbau möglich. Der bei Spitzenkappung zu leistende Wertersatz kann allerdings zu abweichender Bewertung der Vorteilhaftigkeit der Maßnahmen führen, wie in der Sonderuntersuchung Spitzenkappung näher ausgeführt wird.

Die höchsten Einsparpotenziale für den Netzausbau in der Hochspannungsebene würden auch bereits ohne Kombination mit anderen Maßnahmen erzielt, wenn ein netzdienlicher Einsatz von Prosumer-Anwendungen im angenommenen Umfang realisiert werden könnte. Allerdings unterstellt diese Bewertung neben der grundsätzlichen Aktivierbarkeit der Prosumer-Anwendungen durch Hochspannungsnetzbetreiber zusätzlich die noch zu schaffende Möglichkeit, den netzdienlichen Einsatz von Prosumer-Anwendungen netzübergreifend und flächendeckend zu aktivieren. Neben den regulatorischen Voraussetzungen sind hierzu die Herstellung einer umfänglichen, harmonisierten Kommunikationsinfrastruktur, Koordinierungsverfahren sowie die kooperative Mitwirkung der Prosumer erforderlich. Die entsprechenden Reduktionspotenziale für den Netzausbau sind daher aus heutiger Sicht noch abstrakt und können noch nicht in die Netzplanungen der Netzbetreiber aufgenommen werden. Für eine gesamtwirtschaftliche Bewertung, die eventuell anzurechnende Leistungs- und/oder Arbeitskosten zur Beurteilung der Vorteilhaftigkeit von netzdienlichen Prosumer-Anwendungen berücksichtigt, fehlen heute Anhaltspunkte über deren mögliche Ausgestaltung.

Der Einfluss der Prosumer-Anwendungen kann im gegenteiligen Fall eines rein marktorientierten Verhaltens maßgeblich zur Aus- und Überlastung der Hochspannungsnetze beitragen und zusätzlichen Netzausbaubedarf verursachen. Die hohe Gleichzeitigkeit von Prosumer-Anwendungen bei weitgehend synchroner Reaktion auf relevante Marktsignale würde es erfordern, die Hochspannungsnetze auf insgesamte höhere Leistungen auszulegen und zusätzlich im Median etwa 8% an Netzausbaukosten verursachen.

Im Vorfeld der Auswirkungsanalyse wurden im Rahmen der Verteilnetzstudie alternative Modellierungen des Randnetzes als Grundlage für die Netzberechnungen geprüft. Darunter die übliche vereinfachende Annahme des nur durch die Übergabestellen begrenzten Leistungstransfers bei voller Aufnahmefähigkeit der übertragenen Leistung durch die Übertragungsnetze („Kupferplatte“) sowie die Integration von lokalen Randnetzmodellen, die einzelnen Verteilnetzbetreibern entweder durch die Übertragungsnetzbetreiber bereitgestellt wurden oder die von den Verteilnetzbetreibern aufgrund von Betriebserfahrungen hergestellt wurden.

Diese Voruntersuchungen zeigten erhebliche Einflüsse auf den berechneten Wirk- und Blindleistungsaustausch zwischen den Höchst und Hochspannungsnetzen.

Das vereinfachende Randnetzmodell wird bei Netzbetrachtungen grundsätzlich immer dann herangezogen, wenn für das Randnetz keine gesicherten Informationen vorliegen.

Bei der Anwendung dieses vereinfachenden Randnetzmodells auf die Hochspannungsnetze in Hessen wurde festgestellt, dass die tatsächlichen Leistungsflüsse überwiegend unterschätzt werden.

Die berechnete Auslastung von über 400 Leitungen des Hochspannungsnetzes ändert sich bei Verwendung des detaillierten Randnetzmodells signifikant mit der Folge, dass zusätzliche bzw. stellenweise andere Grenzwertüberschreitungen für die Betriebsmittelauslastung bzw. für die Spannung festgestellt werden, in deren Folge Netzausbaumaßnahmen zu planen sind.

(S. 101 Baustelle für Jörg Diettrich)

S. 102: Es wurden teilweise Abweichungen von 60 bis 100 MW auf den Leitungsabschnitten … festgestellt….

Was ein passender Speicher an einem HS/HöS-Knoten locker auslgeichen würde.

S. 103/104: Ist im Grunde der argumentative Nachweis aus dem Verteilnetz heraus, dass die ÜNB – Netzberechnungen überhaupt nicht zuverlässig sein können…

Es entstehen die Parallelwelten HS und HöS: Diese schaffen zwei parallele Übertragungsysteme auch über große Distanzen, die nicht verknüpft betrachtet werden, durch Kopplung derzeit physisch getrennter HS-Netze. Die Energieflüsse sind dadurch nicht mehr wirklich berechenbar. Deshalb wäre dieses Szenario in jedem Fall besser als Bottom-Up aufzubauen.

Im Grund könnten die VNB den ÜNB mit einer weitgehenden Kopplung ihrer Netze eine Menge Wasser abgraben. Es wurden teilweise Abweichungen von 60 bis 100 MW auf den Leitungsabschnitten … festgestellt….

S. 103 / S. 104 / S. 105

Die von den Verteilnetzbetreibern bereitgestellten lokalen Randnetze eignen sich grundsätzlich für die Netzplanungen der jeweils eigenen Hochspannungsnetze. Die unter Einsatz dieser lokalen Randnetze ermittelten Netzplanungen werden regelmäßig im Dialog mit den Übertragungsnetzbetreibern plausibilisiert. Integrierte Planungen über mehrere Hochspannungsnetze unter Berücksichtigung der Übertragungsnetze werden damit jedoch nicht durchgeführt.

Entsprechend zeigte sich im Rahmen der Voruntersuchungen, dass die lokalen Randnetze jeweils unter solchen spezifischen Annahmen hergestellt sind, dass sie sich nicht zu einem integrierten, plausiblen und rechenfähigen Netzmodell vereinigen lassen. Nach Integration der lokalen Randnetze mussten wesentliche Korrekturen in das integrierte Netz eingearbeitet werden, um die generelle Rechenfähigkeit herzustellen.

Die Hochspannungsnetze in Hessen werden in mehreren Netzgruppen betrieben, die auf der eigenen Netzebene derzeit nicht direkt miteinander gekoppelt sind. Die elektrische Verbindung zwischen diesen Netzgruppen erfolgt ausschließlich durch das überlagerte Höchstspannungsnetz, wie die Abbildung 54 exemplarisch darstellt.

Unter den bisher vorherrschenden Bedingungen wurden die Verteilnetze (rechnerisch) im Wesentlichen durch das Übertragungsnetz gespeist und waren damit aus Sicht des Übertragungsnetzes hauptsächlich elektrische Lasten. Mit zunehmender Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen in die Verteilnetze, wie sie auch in den Energieszenarien für Hessen auftritt, ändert sich die Austauschrichtung zwischen den Netzebenen abhängig vom Ausmaß der regionalen Einspeisung. In Regionen mit hoher Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugern kann sich die Austauschrichtung in Abhängigkeit von Sonnen- und Windverfügbarkeit ändern, womit eine signifikante Rückspeisung aus den Hochspannungsnetzen in das Übertragungsnetz auftreten kann.

Theoretisch, falls die Netzkonten dazu technisch offen sind sind und dies nicht verhindert wird. Immerhin findet dort eine manuelle Fernsteuerung durch die Dispatcher statt.

Die Abbildung 55 zeigt exemplarisch eine für Hessen relevante Situation, in welcher die linke Netzgruppe mit einem hohen Anteil an Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugern rückspeist, während die rechte Netzgruppe als klassisches Versorgungsnetz die Leistung aus dem Übertragungsnetz bezieht, so dass das Übertragungsnetz hier zur Herstellung eines regionalen Ausgleichs zwischen beiden Netzgruppen zusätzlich beansprucht wird. Die Austauschleistung zwischen den Netzgruppen überlagert die Transitflüsse im Übertragungsnetz und kann abhängig von der Situation eine Be- oder eine Entlastung des Übertragungsnetzes verursachen.

Eben deshalb: Speicher bauen, um diese gelegentlichen Spitzen zu kappen und auch um mehr RES zu ermöglichen, die dann zeitversetzt genutzt werden können.

Durch eine direkte Kopplung von Netzgruppen auf der Hochspannungsebene (in Abbildung 55 rot dargestellt) lässt sich die, durch den regionalen Ausgleich bedingte, ungewünschte zusätzliche Beanspruchung des Übertragungsnetzes mindern und der Ausgleich auf die Hochspannungsebene verlagern. Unter Umständen findet durch die Kopplung eine Entlastung des Hochspannungsnetzes statt, wodurch Netzausbaukosten vermieden werden können.

Gut gemeint, aber sicher nicht im Interesse der Stakeholder des Übertragungsnetzes. Am Ende wird es als „Kompromiss“ wohl auf beides hinauslaufen und doppelte Kosten verursachen.

Über das Hochspannungsnetz wird dabei eine zum Übertragungsnetz parallele Leitungsverbindung hergestellt, die ebenfalls ungewünscht einen Teil der Transitflüsse aus dem Übertragungsnetz aufnehmen kann. Laut [38] können verlagerte Transitflüsse die Leitungen in Hochspannungsnetzen mit mehreren Verknüpfungspunkten zum Übertragungsnetz je nach Topologie mit bis zu 30% ihrer Übertragungskapazität belasten und somit die Vorteile der Kopplung von Hochspannungsnetzen überwiegen.

Auch deshalb: Speicher bauen.

Eine Kopplung von Netzgruppen auf der Hochspannungsebene kann vorteilhaft sein, wenn Einspeisung in der einen und Entnahme in der anderen Netzgruppe zeitlich synchron verlaufen.

Gesichert funktioniert das nur mit Akku-Speichern

Dadurch lassen sich die notwendigen Transportkapazitäten reduzieren, wenn die regenerative Energie in nahgelegeneren Lastschwerpunkten genutzt wird, anstatt diese über längere Strecken zu transportieren.

S.109

Netzdienlicher Einsatz großtechnischer Power-to-Gas Anwendungen

Die Power-to-Gas Technologie wandelt Strom in Wasserstoff oder Methan um und stellt damit primär ein eigenständiges Geschäftsmodell für Anlagenbetreiber dar, um Erträge aus der Vermarktung des nach Energieumwandlung erzeugten Gases zu erwirtschaften.

Power-to-Gas Anlagen sind auch technologisch geeignet, um das Verteilnetz bei auftretender hoher Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen zu entlasten. Die sonst durch das Verteilnetz aufzunehmende Leistung kann durch Power-to-Gas Anlagen dem Verteilnetz entzogen werden, so dass Überlastungen im Verteilnetz und folglich auch der daraus resultierende Netzausbaubedarf vermieden werden können.

In den Hochspannungsnetzen können insbesondere großtechnische Power-to-Gas Anlagen solche netzdienlichen Beiträge leisten und damit potenziell den Netzausbaubedarf reduzieren.

S. 114

Umspannebene zwischen Hoch- und Mittelspannung

6.2.1 Veränderte Versorgungsaufgabe

Die Umspannebene und somit die Umspannwerke haben die Aufgabe, die notwendigen Leistungen den unterlagerten Netzebenen grundsätzlich mit einer (n-1)-Ausfallsicherheit zur Verfügung zu stellen und zunehmend auftretende Rückspeisungen aufzunehmen.

Speziell die Rückspeisungen infolge des Zubaus von Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen führen in hohem Maße zu Anpassungsbedarfen für die Umspannwerkskapazitäten.

Diese Rückspeisungen in gemessener und aufgezeichneter Form würde ich gern mal sehen…

Die Anpassungsbedarfe sind dabei vermehrt von den konkreten Zubaumengen und räumlichen Verteilungen des Zubaus (Energieszenario-Ausprägungen) abhängig. Bei der Betrachtung und Bewertung der Rückspeisungen in die vorgelagerte Netzebene wurde eine (n-0)-Betrachtung gewählt, da für Rückspeisungen keine (n-1)-Anschlussverpflichtung besteht. Anderenfalls würden die erforderlichen Ausbaumaßnahmen überschätzt. Die Auswirkungen sind im Nachfolgenden beschrieben.

S. 117

Auch in der Umspannebene ließen sich mit im Median etwa 12% durch einen netzdienlichen Einsatz von Prosumer-Anwendungen die relativ höchsten Einsparungen an Netzausbaukosten erzielen. Die tatsächliche netzdienliche Aktivierbarkeit der Prosumer-Anwendungen und des betreffenden Einsparpotenzials ist aber auch hier unter gegenwärtigen Rahmenbedingungen noch nicht gegeben (vergleiche Kapitel 6.1.2.3).

Ein marktorientierter Betrieb von Prosumer-Anwendungen führt zu Netzausbaubedarf in einem ähnlich hohen Umfang wie in der Hochspannungsebene.

Verteilnetze der Mittelspannungsebene

6.3.1 Veränderte Versorgungsaufgabe

In den Mittelspannungsnetzen verändert sich die netzauslegungsrelevante Einspeise- und Lastsituation für die Stützjahre 2024 und 2034 vorwiegend aufgrund der hohen zu integrierenden Einspeisung aus dem Zubau von sowohl Windenergie- als auch Photovoltaik-Anlagen. Dieser Zubau erfolgt mit Neuanlagen und durch Repowering bzw. Neubau von Anlagen an dafür zulässigen Standorten.

Bis 2034 wird aufgrund der angenommenen wirtschaftlichen Nutzungsdauern der überwiegende Teil der Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen ausgetauscht sein und der gesamte Anlagenbestand verjüngt werden. Dabei werden im Vergleich zum Referenzjahr in der Regel leistungsstärkere Anlagen aufgestellt, zu deren Netzeinbindung neue Netzanschlüsse geschaffen werden müssen.

Für Windenergieanlagen ist der Zubau (Neubau und Repowering) auf die durch das Land Hessen ausgewiesenen Windvorrangflächen beschränkt. Die bestehenden Windenergieanlagen außerhalb dieser Windvorrangflächen werden bei Erreichen der wirtschaftlichen Nutzungsdauer ersatzlos zurückgebaut. So ergibt sich regional für einige Netze in Hessen entgegen dem, in den Energieszenarien definierten, Trend ein effektiver Rückbau an Windenergieanlagen, der rückwirkend Überkapazitäten in diesen Netzen hinterlässt.

Die gemäß den Energieszenarien erwartete starke Zunahme an neuen Verbrauchern, insbesondere der E-Kfz, schlägt sich in den Mittelspannungsnetzen nur in geringerem Umfang nieder. Der bilanzielle Ladeleistungsbedarf der hohen Anzahl hinzukommender E-Kfz relativiert sich in der Auswirkungsanalyse durch die angenommenen Gleichzeitigkeitsfaktoren, so dass nur ein verhältnismäßig geringer Einfluss der E-Kfz auf die Mittelspannungsnetze resultiert. Die im Energieszenariorahmen ausgewiesene marginale Abnahme des konventionellen Verbrauchs ist nicht auslegungsrelevant und wird nicht modelliert.

In den betrachteten Mittelspannungsnetzen wirken sich die oben beschriebenen Effekte mit regional deutlich unterschiedlicher Gewichtung aus. Das resultierende Gesamtbild über die Mittelspannungsnetze zeigt sich daher sehr heterogen (vergleiche Abbildung 63).

Jeweils etwa die Hälfte der betrachteten Netze wird bis 2034 einspeisungs- bzw. verbrauchsdominiert sein. Abhängig von den jeweiligen Energieszenario-Ausprägungen kann in einzelnen Netzen die Versorgungsaufgabe dabei deutlich schwanken und auch in der Grundcharakteristik zwischen einspeisungs- bzw. verbrauchsdominiert wechseln

Netzausbaubedarf bei Anwendung innovativer Maßnahmen

Die Mittelspannungsnetze sind im Vergleich zu den Hochspannungsnetzen durch noch weiter differenzierte, zukünftig veränderte Versorgungsaufgaben charakterisiert. Die innovativen Maßnahmen werden in diesen verschiedenen Netzen technologie- bzw. verfahrensbedingt unterschiedliche Wirkung zur Entlastung der Netze erzielen.

Um die spezifische Wirkweise der innovativen Maßnahmen in den jeweiligen Netzsituationen zu charakterisieren, werden nachfolgend zuerst die in der Verteilnetzstudie durchgeführten Netzplanungen für beispielhafte Netze mit repräsentativen Netzsituationen vorgestellt.

Da auch im fachlichen Austausch mit den beteiligten Netzbetreibern bestätigt wurde, dass häufig gebrauchte und an Typnetzen aufsetzende Klassifikationen als beispielsweise Stadt-, Vorstadt-, Dorf-, Land- u.a. -netze aufgrund der graduellen Übergänge für die berechneten Realnetze nicht repräsentativ sind, verwendet die Verteilnetzstudie die sich einstellende Befundsituation der Netze als Klassifikationskriterium. Dieses Kriterium erscheint auch für weiterführende Betrachtungen, wie das Ableiten von Handlungsempfehlungen und darauf aufbauenden Planungsgrundsätzen robust, insoweit die Wirkung der innovativen Maßnahmen in direktem Bezug zu elektrischen Anforderungen und nicht zu nur zu mittelbaren beschreibenden Eigenschaften der Netze gebracht werden.

Die Gesamtbewertung des Einsatzes der innovativen Maßnahmen bezogen auf die Menge aller Mittelspannungsnetze in Hessen wird anschließend ausgewiesen. Alle nachfolgenden Erläuterungen beziehen sich auf jeweils auf das mittlere Energieszenario für das Stützjahr 2034, jeweils berechnet für fünfzig probabilistische Energieszenario-Ausprägungen.

S.122 / 123 / 124

Strombegrenztes Netz (Netz 1)

Die spannungsbeeinflussenden Technologien bzw. Blindleistungsbereitstellungsstrategien werden in diesem Netz entsprechend der vorrangigen Befundlage ihre Wirkungen nicht entfalten können. Ebenso kann die Leistungskompoundierung auf den Transformatoren keine wesentliche Wirkung zur Entlastung der Leitungen erzielen.

Wirksamkeit können nur die innovativen Maßnahmen erzielen, welche die durch das Netz aufzunehmende Leistung reduzieren (vergleiche Abbildung 69). Dies sind in der betrachteten Maßnahmenauswahl primär die verschiedenen Formen der Spitzenkappung. Die in der Abbildung dargestellte Spitzenkappung beinhaltet auch die Anwendung der Spitzenkappung in der Niederspannung. Der Vorteil der Spitzenkappung ist hier durch eingesparten Netzausbau bewertet. Der gegebenenfalls für die Bewertung der gesamtwirtschaftlichen Vorteilhaftigkeit zusätzlich anzurechnende Wertersatz für abgeregelte Leistung ist nicht berücksichtigt. Dessen Auswirkungen sind im Kapitel 6.7 bei der erweiterten Bewertung der Spitzenkappung erläutert.

Durch die Spitzenkappung werden Überlastungen im Netz gesenkt. Als Folge treten die ebenso vorhandenen Spannungsprobleme deutlicher hervor und die Leistungskompoundierung kann weiteren Netzausbau einsparen.

Der netzdienliche Einsatz von Prosumer-Anwendungen zusätzlich zu Leistungskompoundierung und Spitzenkappung kann im Beispielnetz nur in geringem Umfang zur weiteren Reduktion des Netzausbaus beitragen, wie die Verschiebung der Verteilung und des Medians innerhalb der sonst gleichbleibenden Spannweite der Netzausbaukosten widerspiegelt. Dies sowie die umgekehrt ebenfalls eher vernachlässigbare Zusatzbelastung des betrachteten Netzes durch marktorientieren Einsatz der Prosumer-Anwendungen erklärt sich durch den im Verhältnis zur Einspeisung aus Erneuerbaren Energien nur geringen Leistungsbeitrag der Prosumer bezogen auf die Gesamtlast im betrachteten Netz.

S. 124. Spannungsbegrenztes Netz (Netz 2)

! Stimmt so nicht. Hier wird wahrscheinlich bereits jetzt vorsorglich ein Pflock eingetrieben, der die faktische Handlungs- und Gestaltungshoheit bei den VNB gegenüber den „Prosumern“ weiter zementieren soll !

Der Beweis folgt stehenden Fußes auf S. 125: Da die Spannungsgrenzwertverletzungen hauptsächlich durch Niederspannungseinspeisungen hervorgerufen werden, wirkt nur die cos ϕ = fixierte Blindleistungsbereitstellung.

Deshalb muss diese Behautung auch gleich noch mal wiederholt werden. Die VNB verstehen im gegensatz zur BnetzA und den ÜNB ihre Systeme und wissen, dass man Politiker sehr leicht täuschen kann.

Durch Einsatz der Leistungskompoundierung kann unter den betrachteten innovativen Maßnahmen die größte Kosteneinsparung erreicht werden. Eine zusätzliche dynamische Blindleistungsbereitstellung erzielt im betrachteten Netz keinen relevanten zusätzlichen Effekt.

Die Spitzenkappung kann den Netzausbau absehbar nur in geringem Umfang reduzieren.

Der Beitrag von netzdienlichen Prosumer-Anwendungen zusätzlich zu Leistungskompoundierung und Spitzenkappung fällt aufgrund ihrer niedrigen relativen Anteile an der Gesamtlast vernachlässigbar gering aus.

S. 126 S. 127 Netz mit Begrenzung im Lastfall (Netz 3)

Eine Reduktion des Netzausbaus kann durch Netzbetreiber mittels Einsatz von Leistungskompoundierung erreicht werden, da diese Maßnahme auch im Lastfall effektiv wirkt. Durch ein netzdienliches Verhalten von Prosumer-Anwendungen zusätzlich zu Leistungskompoundierung und Spitzenkappung lässt sich die Netzbelastung und der daraus resultierende Netzausbau in diesem betrachteten Netz wesentlich beeinflussen. Soweit die

Prosumer-Anwendungen zum netzdienlichen Einsatz aktiviert werden können, lässt sich durch diese Maßnahmenkombination die mit Abstand höchste Reduktion des Netzausbaubedarfs erreichen.

Sollten die Prosumer-Anwendungen bei angespannter Netzsituation allerdings synchron marktorientiert handeln, werden zusätzliche Netzüberlastungen verursacht, denen durch wesentliche Netzverstärkung, im Beispielnetz um nahezu 50% gegenüber dem Grundfall des konventionellen Netzausbaus erhöht, vorgebeugt werden müsste.

Bei der oben beschriebenen Priorisierung der innovativen Maßnahmen muss darauf hingewiesen werden, dass diese sich aufgrund der Eigenschaften der Mittelspannungsnetze in Verbindung mit der Verteilung der anhand der Energieszenarien prognostizierten Netzsituationen einstellt, sich also aus der Summierung der optimalen individuellen Netzplanungen ergibt. Die zuvor ausgeführten Beispielnetze illustrieren die verschiedene Wirksamkeit der innovativen Maßnahmen und die nur fallweise erzielbaren, teilweise auch deutlich höheren Netzkostenminderungen, die sich nicht über alle Netze verallgemeinern lassen. Insbesondere bei den mit (potenziellem) Wertersatz für abgeregelte Energie verbundenen Maßnahmen der Spitzenkappung und des netzdienlichen Einsatzes von Prosumer-Anwendungen bleibt eine differenzierte Betrachtung in den Einzelnetzen erforderlich.

6.4 Verteilnetze der Niederspannungsebenen

6.4.1 Veränderte Versorgungsaufgabe

Entsprechend der angewendeten Energieszenarien wird ein hoher Zubau neuer Verbraucher erwartet, der die Effizienzsteigerungen bei den konventionellen Verbrauchern weitgehend aufwiegt, die Netzbelastungen aber durch veränderte Gleichzeitigkeiten teils deutlich beeinflussen kann. Insbesondere die effektive Anschlussleistung der Ladeinfrastruktur für E-Kfz wird in der Niederspannung wesentlich zunehmen. Zwischen den Stützjahren 2024 und 2034 wird entsprechend der Energieszenarioannahmen eine Verzehnfachung der betreffenden Anschlussleistung erfolgen.

Ebenso erfolgt ein hoher Zubau an Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen (Photovoltaik-Aufdachanlagen), der zusammen mit den verbrauchsseitigen Veränderungen eine erhebliche Anpassung der Versorgungsaufgaben in den betrachteten Niederspannungsnetzen verursachen wird.

Die Abbildung 75 stellt die durchschnittlich zugebauten Anschlussleistungen je Energieszenario und Stützjahr für Photovoltaik-Aufdachanlagen, E-Kfz und Wärmepumpen dar. Ein Boxplot entspricht dabei der Bandbreite über alle ermittelten Zubauverteilungen. Für den Photovoltaik-Zubau ist die effektiv eingespeiste Leistung, für die Zunahme an E-Kfz und Wärmepumpen ist der effektive Leistungsbezug, d.h. die jeweilige Leistung unter Berücksichtigung der angewendeten Gleichzeitigkeitsfaktoren, ausgewiesen.

S. 130

Die zusätzliche Einspeise- und Verbraucherleistung in den betrachteten Niederspannungsnetzen wird zunehmend zu strom- oder spannungsbedingten bzw. auch kombinierten Grenzwertverletzungen führen.

S. 135

Die Differenzen zwischen den Energieszenarien folgen dabei dem beschleunigten Zubau der Photovoltaik-Aufdachanlagen und E-Kfz-Ladesäulen, welcher den Energieszenarioannahmen zugrunde liegt. Zugleich vergrößern sich die Varianzen innerhalb der Netzausbaukosten vom unteren bis zum oberen Energieszenario jedes Stützjahrs verbunden mit der wachsenden Unsicherheit über die konkreten Standorte der neuen Einspeiser und Verbraucher und dem davon abhängigen Netzausbaubedarf deutlicher als auf anderen Netzebenen, weil die betreffenden Leistungen direkt an die Niederspannungsnetze angeschlossen sind und keine Glättung durch Aggregation über mehrere Netze erfolgt.

Die zur Verstärkung der Niederspannungsnetze erforderlichen Netzausbaumaßnahmen und Netzausbaukosten verteilen sich auf die Ebenen von Niederspannung (Netzebene 7), Transformationsebene (Netzebene 6) und auch Mittelspannung (Netzebene 5, vergleiche Abbildung 80). Zum Stützjahr 2024 verteilen sich die ermittelten Ausbaukosten nahezu gleich auf die Niederspannungs- und Transformationsebene. Die Netzausbaukosten der Transformationsebene werden dabei durch Transformatortausch bei auftretenden Transformatorüberlastungen und aufgrund von erforderlich werdenden Neugründungen von Ortsnetzstationen verursacht.

Die Neugründung einer Ortsnetzstation ist beispielsweise erforderlich, wenn ein Austausch des existierenden Ortsnetztransformators nicht mehr ausreichend ist, um die erwarteten Transformatorüberlastungen zu vermeiden. Wenn Ortsnetzstationen neu gegründet werden, müssen auch auf der Mittelspannungsseite Netzausbaumaßnahmen zum Anschluss der Ortsnetzstationen durchgeführt werden. Damit werden durch den in der Niederspannung verursachten Netzausbau auch Netzausbaumaßnahmen und -kosten in der Mittelspannungsebene induziert. Diese Anschlusskosten werden hier und in der späteren Hochrechnung auf den gesamten in Hessen erwarteten Verteilnetzausbau sachgerecht der Mittelspannungsebene zugeordnet.

S. 138

Die Kombination aus Photovoltaik-Spitzenkappung, spannungsabhängiger Blindleistungsbereitstellung und Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren erweist sich als (technisch) besonders effektiv. Die nach Einsatz dieser Kombination der innovativen Maßnahmen verbleibenden Netzausbaukosten betragen nur noch etwa 75% der Kosten des rein konventionellen Netzausbaus in den entsprechend geeigneten Netzen

Die Spitzenkappung für sich allein genommen kann insbesondere in den Netzen mit Transformator- und Leitungsüberlastungen eine Wirkung auf die Reduktion des Netzausbaus mit sich bringen, wobei die gesamtwirtschaftliche Bewertung dieser Maßnahme netzspezifisch unter Anrechnung des jeweils konkreten Wertersatzes notwendig wird. Bei der hier für die Photovoltaik-Aufdachanlagen zur betrieblichen Umsetzung der Spitzenkappung unterstellten überwiegenden statischen Leistungsbegrenzung kann jedoch angenommen werden, dass sich die Vorteilhaftigkeit dieser Maßnahmenkombination auch bei gesamtwirtschaftlicher Bewertung bestätigt, da für abgeregelte Energie zu leistender Wertersatz gesetzlich bereits als erfüllt gilt (vergleiche dazu Kapitel 6.7).

…Er ist in der Einspeisevergütung bereits enthalten…

Die dynamische Blindleistungsbereitstellung mittels Q(U)-Regelung kann in den Niederspannungsnetzen gleichfalls „standardmäßig“ eingesetzt werden, da sie unter den geltenden Rahmenbedingungen mit keinen unmittelbaren netzbezogenen Kosten verbunden ist. In den Netzen, in denen lediglich Spannungsgrenzwertverletzungen auftreten, können allerdings auch statische Blindleistungsbereitstellungsstrategien hinreichend sein.

Falls gravierende Spannungsprobleme durch die Q(U)-Regelung nicht beseitigt werden können, können zusätzlich regelbare Ortsnetztransformatoren eingesetzt werden. Deren Einsatz ist jedoch unter den Kostenannahmen der Verteilnetzstudie mit wesentlichen Investitionskosten verbunden, so dass er in jedem Fall nachrangig zur Blindleistungsbereitstellung realisiert wird. Infolge der verhältnismäßig hohen Investitionskosten kann der Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren nur in vierzehn Prozent der Netze tatsächlich wirtschaftlich vorteilhaft werden. In Kombination mit der Q(U)-Regelung und Spitzenkappung reduziert sich der Anteil des wirtschaftlichen Einsatzes von regelbaren Ortsnetztransformatoren auf rund 7% der Netze

Durch die Kombination verschiedener Technologien können etwa 20% der Netzausbaukosten im Vergleich zu konventionellem Netzausbau eingespart werden.

S. 140

Sehr große Auswirkungen auf den erwarteten Netzausbau und die resultierenden Netzausbaukosten hat das unterschiedlich motivierte Verhalten von Prosumer-Anwendungen in der Niederspannungsebene. Die Abbildung 84 stellt diese Auswirkungen des netzdienlichen und des marktorientierten Einsatzes von Prosumer-Anwendungen dar. Unter den auch für die anderen Netzebenen betrachteten Skalierungsfaktoren kann der netzdienliche Einsatz von Prosumer-Anwendungen rund 20% der Netzausbaukosten gegenüber dem rein konventionellen Netzausbau einsparen. Ein überwiegend marktorientierter Einsatz der Prosumer-Anwendungen würde dagegen Mehrkosten von rund 30% gegenüber dem rein konventionellen Netzausbau bedingen.

Aufgrund der hohen Wirkung in der Niederspannung werden als zusätzliche Sensitivitäten jeweils eine 20%ige Erhöhung und Verringerung der verwendeten Skalierungsfaktoren geprüft. D.h. die netzdienliche bzw. marktorientierte Wirkung des Prosumerverhaltens wird jeweils einmal verstärkt und einmal abgeschwächt, um dessen mögliche Bandbreite besser abzubilden. Durch entsprechend verstärktes netzdienliches Verhalten von Prosumer-Anwendungen lassen sich im Vergleich zum rein konventionellen Netzausbau im Median 10% bis 40% der Netzausbaukosten einsparen, soweit die netzdienliche Aktivierung der Prosumer gewährleistet ist.

Ein noch weiter synchronisiertes marktorientiertesVerhalten von Prosumer-Anwendungen wird dagegen die zu erwartenden Netzausbaukosten um bis zu 60% treiben.

Mit diesem beidseitigen Potenzial auf den Netzausbaubedarf und die Netzausbaukosten über alle Netzebenen, jedoch mit besonderem Schwerpunkt in den Niederspannungsnetzen, wird das zukünftige tatsächliche Verhalten der Prosumer-Anwendungen an Bedeutung gewinnen und in seiner Relevanz auf die Netzauslegung andere Entwicklungen in den Netzen überwiegen.

6.4.3 Auswirkungen von Batteriespeichern für Niederspannungsnetze

(Netzspeicher)

Der netzdienliche Betrieb von Batteriespeichern in Niederspannungsnetzen bietet eine Möglichkeit, lokale Überlastungen durch Einspeisungsspitzen Erneuerbarer Erzeugungsanlagen, d.h. primär der Photovoltaik-Aufdachanlagen, zu vermeiden. Der Betrieb entsprechender Speicher kann folglich eine zusätzliche planerische Option werden, Netzüberlastungen nachhaltig zu vermeiden und den daraus folgenden Netzausbau zu reduzieren.

Was heißt hier kann? Das ist ein denknotwendiges Muss!

Für einen solchen Betrieb von Speichern sind grundsätzlich zwei Fälle denkbar.

Einerseits können die Speicher durch Netzkunden betrieben und deren netzdienliches (bzw. Flexibilitäts-) Potenzial durch die Netzkunden an die Netzbetreiber bereitgestellt werden. Die hierbei zu erwartende netz- und netzausbauentlastende Wirkung ist in den vorausgegangenen Analysen als innovative Maßnahme (netzdienlicher Einsatz von Prosumer-Anwendungen) grundsätzlich aufgezeigt worden.

Andererseits könnte unter der Voraussetzung einer entsprechenden Weiterentwicklung der Regulierung auch die Möglichkeit eröffnet werden, dass Netzbetreiber selbst zu Eigentümern und Betreibern von Speichern werden. (vergleiche z.B. Entwurf EU-Elektrizitätsbinnenmarkt Richtlinie, Art. 36 II [44]).

Wäre sinnvoll, wenn beide – nicht einerseits und andererseits – anbieten und investieren dürften. Sowohl „private Prosumer“ als auch Kapitalgesellschaften. Unerwünscht weil ohne Mehrwert sind umfassende Geschäftsmodelle großer Konzerne mit Roll-Out auf dem Rücken der privaten Immobilienbesitzer.

Unter den Entflechtungsvorgaben der Energiewirtschaft würden solche Speicher (nachfolgend Netzspeicher) zumindest wie Netzbetriebsmittel behandelt und netzgeführt eingesetzt werden können. Dementsprechend ließen sie sich als zusätzliche, von der Mitwirkung anderer Marktteilnehmer unabhängige, innovative Maßnahme in der Netzplanung berücksichtigen. Dieser Fall wird im Weiteren näher betrachtet.

S. 141 / 142

Damit durch den Einsatz eines Netzspeichers zu jedem Zeitpunkt die Einhaltung der Strom- und Spannungsgrenzen gewährleistet werden kann, muss dieser in Bezug auf seine Nennleistung und Kapazität jeweils für den schlimmsten anzunehmenden Fall im konkreten Netz dimensioniert werden.

Dito!

Dies wird nachfolgend bei der Modellierung berücksichtigt.

Der Speicher wird dabei als statische Last im Einspeisefall modelliert und die Speicherleistung für diesen Lastfall ausgelegt. Die benötigte Speicherkapazität wird auf Basis eines zeitreihenbasierten Verfahrens nach [45] ermittelt.

Das würde ich sehr gern sehen…

Ob Netzspeicher eine wirtschaftlich sinnvolle Alternative zum Netzausbau sein können, hängt überwiegend von der weiteren Entwicklung der Kosten geeigneter Batterien ab, da die energetische Speicherkapazität der mit Abstand größte Kostenfaktor des Netzspeichereinsatzes ist.

Richtig! Eine massive, verbindliche Ausbauankündigung eröffnet die Möglichkeit, einen geeigneten Zielpreis vorzugeben.

Der Einsatz von Netzspeichern zur Behebung von Spannungsbandverletzungen wird verglichen mit in den vorgelagerten Auswirkungsanalysen für die Niederspannung als wirksam identifizierten Maßnahmen:

 (Rein) konventioneller Netzausbau,

 Photovoltaik-Spitzenkappung auf 70% der Anlagen-Nennleistung,

 Statische Blindleistungsbereitstellung durch Photovoltaik-Anlagen, cos ϕ = 0,9,

 Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren

Für strombedingte Leitungs- oder Transformatorenüberlastungen werden Netzspeicher jeweils mit dem konventionellen Netzausbau verglichen, der hierfür die wahrscheinlichste Maßnahme in der Niederspannung ist. Die Kosten werden annuitätisch abgebildet, um die unterschiedlichen Zusammensetzungen der Betriebskosten und die verschiedenen Lebensdauern der jeweiligen Betriebsmittel vergleichen zu können. Hierbei werden zusätzlich folgende Sensitivitäten berücksichtigt:

Wirtschaftliche Nutzungsdauer der Netzspeicher: 10 bis 20 Jahre.

Netter Versuch, aber zeugt von der Ahnungslosigkeit der Autoren beim Thema. Die Lebensdauer eines Speichers hängt ganz wesentlich von der Intensität seiner Belastung ab. Hält man sich innerhalb enger Grenzen bezogen auf die Kapazität, „lebt“ ein elektrochemischer Speicher potentiell ewig. Was aber den Investitionsbedarf dramatisch erhöht. Umgekehrt hält der Speicher nicht lange, wenn man ihn permanent an seine Grenzen fordert. Dann zahlt man über die Zeit doppelt bis dreifach.

Erstere Variante ist die klügere, weil sie die Möglichkeit zur Preisreduktion über die Masse eröffnet. Solange nahezu alle abwarten wird es ewig dauern.

 Wirtschaftliche Nutzungsdauer von Kabeln in der Niederspannung: 40 bis 50 Jahre,

 Betriebskosten der Netzspeicher: 3 bis 7 Prozent der Investitionskosten pro Jahr,

 Leistungsabhängige Kosten der Netzspeicher: 100 bis 200 EUR/kW.

Letztere Aussage ist irrelevant, respektive irreführend da Speicher ausnahmslos nach kWh Kapazität verkauft werden und die Leistung einfach dabei ist. Man bestimmt die benötigte Größe über die Relation kW zu kWh. Es gibt bereits unzählige Veröffentlichungen von „Experten“, die dann beide Kostenansätze additiv ansetzen und auf horrende Preise kommen. Daher auch der folgende unsinnige Satz:

Die genannten Kosten beziehen sich grundsätzlich auf Systemkosten und nicht die auf die alleinigen Kosten der Batteriezellen. Die gegenwärtigen Kosten für Speicherkapazität liegen im Bereich von 400 bis 700 EUR/kWh [46]. Bei Annahme dieser Kosten kann der Einsatz eines Netzspeichers im Vergleich zu anderen Maßnahmen in keinem der geprüften Anwendungsfälle wirtschaftlich sein.

Auch das bedeutet nur, dass offenbar die falschen Fälle geprüft wurden.

Für die nächsten Jahre wird erwartet, dass die Kosten für Speicherkapazität unter 200 EUR/kWh fallen können [47]. Unter Annahme dieser Kosten, wäre bezogen auf die betrachteten Einsatzfälle ein im Vergleich zum konventionellen Netzausbau wirtschaftlicher

Was durch eine massive Ausschreibung einiger weniger großer Projekte beschleunigt werden kann.

Der Einsatz zur Spannungshaltung ist tendenziell möglich. Werden jedoch zusätzlich innovative Technologien eingesetzt, wären damit wirtschaftlichere Möglichkeiten des Netzausbaus gegenüber dem Einsatz von Netzspeichern gegeben. Auch bei weiterer Kostensenkung bliebe der wirtschaftliche Einsatz von Netzspeichern vorerst fraglich.

Eine Behauptung, die sich sofort um 180° drehen würde, wenn es eine starke und standsichere politische Willensbekundung gäbe, loszulegen.

Insgesamt sind unter den gegebenen Annahmen die verfügbaren Alternativen dem Einsatz von Netzspeichern vorzuziehen. Eine Neubewertung kann sich allerdings ergeben, wenn abweichend von der gegenwärtigen und der erwarteten Regulierung die gespeicherte Energie aktiv vermarktet oder zur Substitution von Marktprodukten eingesetzt werden dürfte. Die durch solche Vermarktung erzielten Erlöse könnten abzüglich neuer

Prozesskosten die Wirtschaftlichkeit der Netzspeicher verbessern.

Siehe da!

S. 153 Detailbetrachtung und gesamtwirtschaftliche Bewertung der Spitzenkappung

Die Spitzenkappung erweist sich in den zuvor ausgeführten Bewertungen in allen Netzebenen als überwiegend vorteilhafte Maßnahme. Die Bewertung erfolgt dabei allein unter der Netzausbauperspektive und unter der Annahme, dass die Einspeisemanagement-Maßnahmen, die abhängig von der Steuerbarkeit der Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen zur betrieblichen Umsetzung der Spitzenkappung eingesetzt werden, ausgenommen zusätzlicher Prozesskosten für die Netzbetreiber als im Sinne der Anreizregulierung dauerhaft nicht-beeinflussbare Kosten betriebswirtschaftlich nahezu neutral bleiben.

Die zuvor ausgewiesene Vorteilhaftigkeit ergibt sich aus den Ersparnissen des nach Spitzenkappung verbleibenden verminderten Netzausbaus gegenüber dem Netzausbau, der erforderlich wäre, wenn die gesamte in den Energieszenario-Ausprägungen prognostizierte Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen von den Netzen aufgenommen werden müsste.

S.154

Der Vorteil der Spitzenkappung ist jedoch mit der Einschränkung verbunden, dass bis zu 3% der mittels Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen generierten Energie abgeregelt und somit dem Energiesystem „entzogen“ werden. Für diese abgeregelte Energie ist durch die Netzbetreiber ein Wertersatz zu leisten (EEG § 11 II), der anschließend über die Netzentgelte sozialisiert wird. Dieser Wertersatz muss im Rahmen einer gesamtwirtschaftlichen Kostenbewertung der Spitzenkappung berücksichtigt werden, um die Auswirkungen der Spitzenkappung mit denen von anderen Maßnahmen aus Perspektive der Netznutzer vergleichen zu können.

Angelehnt an die Planungshinweise des technischen Regelsetzers VDE FNN [36] erfolgt die detaillierte Untersuchung der Spitzenkappung im Grundfall durch Anrechnung der Leistungsbeschränkungen auf siebzig Prozent der Anlagen-Nennleistung für Photovoltaik-Anlagen und 87% für Windenergieanlagen, mit welchen im Mittel die zulässige Spitzenkappung von 3% der Jahreseinspeisung erzielbar sein soll. Exemplarische Untersuchungen an Einspeisezeitreihen zeigen aber, dass eine Begrenzung von Photovoltaik-Anlagen auf 70% der Anlagen-Nennleistung eine abgeregelte Energie in der Bandbreite von 0% – 6% (Mittelwert 3%) erreicht und die Begrenzung von Windenergie-Anlagen auf 87% eine abgeregelte Energie in der Bandbreite von 0% – 3% (gewichteter Mittelwert 1%) bedeuten.

Hinzu kommt vor allem in der Niederspannung bei Photovoltaik-Anlagen der Einfluss des zeitgleichen Verbrauchs (Eigenverbrauch) und des zunehmenden Speichereinsatzes, welcher die tatsächlich abgeregelte Energie deutlich reduzieren kann. Aus diesen Gründen werden in den folgenden Untersuchungen nicht nur 3%, sondern auch verringerte Beträge für abgeregelte Energie betrachtet und die Leistungsbegrenzung für die Anlagen variiert.

S.155 / 156

Statische Leistungsbegrenzung

Das Erneuerbare Energien Gesetz fordert grundsätzlich die Ertüchtigung aller Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen, um die Einspeisung in die Netze auf Anforderung durch Netzbetreiber reduzieren zu können. Für Betreiber von Photovoltaik-Anlagen mit installierter Anlagenleistung bis zu 30 kW stellt das Gesetz alternativ zur Auswahl, die Einspeisung statisch auf siebzig Prozent der Anlagenleistung zu begrenzen (EEG §9 II S. 2), um die Mehrkosten der Steuerungstechnik zu vermeiden. Der Beitrag dieser statisch einspeisungsbegrenzten Anlagen zur Reduktion des Netzausbaus gilt als bereits durch die realisierten Einsparungen an den Anlagen und deren Betriebsprozessen als vergütet.

Durch den nur geringen Anteil von Photovoltaik-Anlagen mit installierter Leistung über 30 kW in den Niederspannungsnetzen kann sich, unter Annahme der Fortgeltung dieser gesetzlichen Regelung, die verschiedene Inanspruchnahme der Wahlmöglichkeit in diesen Netzen deutlich auswirken.

Sofern für die Niederspannungsnetze angenommen werden kann, dass auch zukünftig die statische Leistungsbegrenzung deutlich überwiegt, würde die erstattungspflichtig abgeregelte Energie insgesamt minimiert. Der verbleibende Wertersatz wäre vernachlässigbar, so dass die Spitzenkappung hier auch bei gesamtwirtschaftlicher Bewertung nahezu dieselben Vorteile wie bei der rein auf die Netzausbaueinsparungen bezogenen Bewertung ausweisen könnte (Abbildung 94, Boxplot „0% abg. Energie“).

Unter dieser Prämisse wäre eine pauschale Spitzenkappung in den Niederspannungsnetzen denkbar, die sich bei einem zukünftigen Überangebot von Erzeugung aus Erneuerbaren Energien nur eher gering auf die Energiesystemeffizienz niederschlagen würde. Das betreffende Einsparungspotenzial für den Netzausbau wäre verbindlich und könnte folglich in den Netzplanungen berücksichtigt werden.

Wenn aufgrund der erwarteten Kostenentwicklung für Informations- und Kommunikationstechnik oder durch den Smart Meter Rollout zukünftig vermehrt Anlagen beobacht- und steuerbar werden, erhöht sich der Anteil der erstattungspflichtigen abgeregelten Energie. Abhängig von der Höhe dieses Anteils reduziert sich in der Niederspannung der Vorteil der Spitzenkappung gegenüber dem konventionellen Netzausbau bei 1% erstattungspflichtig abgeregelter Energie auf nur noch 4%. Würde der volle Wert der zulässigen 3% an abgeregelter Energie erstattet werden müssen, entstünde daraus ein gesamtwirtschaftlicher Nachteil, bei dem 13% Mehrkosten gegenüber dem konventionellen Netzausbau einträten.

S. 157

Anlagenleistungsbegrenzung und selektiver Einsatz

Potenziell hohe Auswirkungen hat ebenfalls die angewendete Anlagenleistungsbegrenzung, mit der die Spitzenkappung realisiert wird. In den Annahmen des Grundfalls werden die für die Niederspannung relevanten Photovoltaik-Anlagen auf 70% ihrer Anlagen-Nennleistung begrenzt. Möglich sind allerdings auch davon abweichende Leistungsbegrenzungen, wie sie auch beispielsweise gegenwärtig in den Förderbedingungen für speichergekoppelte Photovoltaik-Anlagen vorgesehen sind [48][49].

Um eine größere Entlastung der Netze zu erzielen, könnten die Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen stärker als in den Standardannahmen vorgesehen abgeregelt werden.

Dazu müßten diese Netze erst mal nachweislich durch RES überlastet werden. Was a priori eigentlich nicht sein kann, wenn der Leistungsanschluss des Gebäudes, welches die PV trägt, über dem der PV liegt. (Nun besteht die Wahrheit aber darin, dass ausnahmslos alle Gebäude mit weit überdimensionierten Anschlüssen versorgt sind. Macht ja nichts, der Kunde zahlt ja). Aber der Ansatz ist im Prinzip vernünftig und deutet in die richtige Richtung. Konkret heißt das, die „Abregelung“ sollte grundsätzlich durch speichergekoppelte PV entfallen, bei der die PV DC-seitig an den Speicher gekoppelt ist und nichts direkt einspeist. Dementsprechend sollte in diesem Fall der Speicher die Bezugsgröße für Vergütung und EEG-Eigenverbauchsumlage sein. In der Prayxis: Eine 20 kW-PV-Anlage wird an einen Speicher mit max. 9,9 kW Einspeiseleistung gekoppelt. Das System gilt im EEG als <10 kW-Anlage. Der Eigentümer kann die Leistung seines Speichers dem Netzbetreiber anbieten, wenn er will. Das wäre mal ein echter Fortschritt.

Eine Leistungsbegrenzung auf 60% der Anlagennennleistung würde anhand exemplarischer Einspeisezeitreihen von Photovoltaik-Anlagen die abgeregelte Energie auf 5% bis 11% erhöhen; die Leistungsbegrenzung auf 50% der Anlagen-Nennleistung auf 11% bis 18%. Der zu leistende Wertersatz wächst dann proportional zur abgeregelten Energie und verändert die gesamtwirtschaftliche Bewertung entsprechend zu Ungunsten der Spitzenkappung, weshalb keine bessere Bewertung für eine flächige Spitzenkappung als in den vorausgehenden Betrachtungen erzielt werden kann (vergleiche Abbildung 95 und Abbildung 96).

S. 158

Die flächige Umsetzung der Spitzenkappung wäre mit diesen Leistungsbegrenzungen unter der gegebenen Regulierung selbst dann nicht zulässig, wenn nach weiterem umfangreichem Zubau an Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen die bereits früher diskutierte, auf 5% der Jahresenergie erhöhte, Bemessungsgrenze [50] für abgeregelte Energie eingesetzt würde. Wenn dennoch stärkere Leistungsbegrenzungen vorgesehen werden, muss auch bei erhöhten Bemessungsgrenzen folglich der Einsatz der Spitzenkappung auf die Netze beschränkt werden, die durch Betriebsmittelüberlastungen gekennzeichnet sind.

Bei einem solchen selektiven Einsatz der Spitzenkappung lässt sich der Netzausbau in den betreffenden Niederspannungsnetzen im Vergleich zu den vorangegangenen Betrachtungen zusätzlich reduzieren. Die zusätzlichen Einsparungen sind dabei so hoch, dass auch bei voller Anrechnung des Wertersatzes ein gesamtwirtschaftlicher Vorteil erzielt wird.

Bei der Leistungsbegrenzung auf 60% des Anlagen-Nennwerts beträgt dieser Vorteil rund 4% gegenüber dem konventionellen Netzausbau (vergleiche Abbildung 95); bei Leistungsbegrenzung auf 50% verbleibt ein gesamtwirtschaftlicher Vorteil von 1%(vergleiche Abbildung 96), jeweils unter Ansatz der mittleren abgeregelten Energie. Die Bewertung verbessert sich deutlich unter der Annahme sinkender Erstattungskostensätze bzw. der zuvor geprüften Annahme, dass der überwiegende Anteil der Anlagen statisch leistungsbegrenzt wäre.

Das genannte Systemmodell der DC-Kopplung kostet nichts ausser die private Investitionin denSpeicher und spart viel Netzausbaukosten, da so ziemlich jede Leistung damit um gut 70% gekappt werden kann.

Speichergekoppelte Photovoltaik-Anlagen

In veränderter Weise bildet sich gesamtwirtschaftlich die Planungssituation bei vermehrtem Zubau von Photovoltaik-Anlagen mit gekoppelten lokalen Speichern ab. Für diese ist in den gegenwärtigen Förderbedingungen bereits eine Leistungsbegrenzung auf 50% der installierten Leistung der Photovoltaik-Anlage vorgesehen [48], welche ohne Erstattung des Wertersatzes für die abgeregelte Energie vorgenommen werden kann. Der betreffende Wertersatz an die Anlagenbetreiber gilt durch die Nutzung der in die lokalen

Speicher umgeleiteten Energie und die anderweitigen Vorteile aus der Förderung von lokalen Speichern als erbracht.

Schade, dass hier keine genauer Betrachtung erfolgt. Womöglich wäre das Ergebnis nicht im Sinne der VNB.

S. 159

In der gesamtwirtschaftlichen Bewertung bilden sich speichergekoppelte Photovoltaik-Anlagen sowohl in der anrechenbaren Leistungsbegrenzung als auch in veränderter abgeregelter Energie ab. Bereits ein anteiliger Zubau von speichergekoppelten Photovoltaik-Anlagen kann bei den derzeitigen Förderbedingungen dazu beitragen, die gesamtwirtschaftliche Bewertung der Spitzenkappung wesentlich zu verbessern. Wie die Abbildung 97 zeigt, kann Spitzenkappung im optimalen Fall, in dem alle Photovoltaik-Anlagen mit Speichern gekoppelt sind, zur Reduktion der Kosten gegenüber dem konventionellen Netzausbau um rund ein Viertel führen.

Sofern sich die Rahmenbedingungen verändern und Wertersatz für einen Anteil der abgeregelten Energie geleistet werden muss, kann sich der gesamtwirtschaftliche Vorteil auch für speichergekoppelte Photovoltaik-Anlagen in einen Nachteil umkehren, wenn die Spitzenkappung nicht selektiv umgesetzt wird.

S. 167

Gleichfalls bleibt die Spitzenkappung innerhalb der Mittelspannungsebene relevant als

Überbrückungsmaßnahme, um Netzausbau mit dem Zubau von Erneuerbaren Erzeugungsanlagen verbessert zu koordinieren. Die bereits in der Niederspannung diskutierten von Speichersystemen können vergleichbar auch in den höheren Netzebenen zukünftig realisiert werden. Eine Zwischenspeicherung von Einspeisespitzen könnte den Wertansatz preislich und energetisch reduzieren.

Der Einsatz von Speichern an den Schnitstellen NS/MS und MS/HS würde diesen Vorteil sooder so mit sich bringen und enormes weiteres Potential freisetzen.

Netzebenenübergreifende Betrachtung der bis zur Hochspannungsebene umgesetzten Spitzenkappung

Der flächige Einsatz von Spitzenkappung in der Hoch- und Umspannebene kann in den betrachteten Realnetzen eine Einsparung für den Netzausbau in Höhe von 1,6% gegenüber dem konventionellen Netzausbau erzielen. Eine kumulative Wirkung wird damit in den Verteilnetzen nicht erzielt. Es besteht jedoch die Möglichkeit, dass eine positive Wirkung für die Übertragungsnetze realisiert werden kann, deren Bewertung allerdings außerhalb des Rahmens der Verteilnetzstudie liegt und für die vermehrt auch die Wechselwirkungen zu Anforderungen der Systemführung geprüft werden müssten.

Weil die Abregelung von Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen der Leistungsklassen, die in der Umspannungsebene angeschlossen sind, aufgrund ihrer Steuerbarkeit notwendig mit der Erstattung von Wertersatz einhergeht, werden die geringen eingesparten Netzausbaukosten unter den angenommenen Erstattungskostensätzen sicher durch den Wertersatz überkompensiert (vergleiche Abbildung 103). Ein gesamtwirtschaftlicher Vorteil durch flächige Spitzenkappung in der Hochspannung bleibt aufgrund der geringen Einsparungen an Netzaubaukosten auch bei marginalisierten Erstattungskostensätzen und Umsetzung von dynamischer Spitzenkappung kaum erzielbar.

S. 168

Allerdings kann der zuvor am Beispiel der Niederspannungsnetze erläuterte selektive Einsatz der Spitzenkappung abhängig von den konkreten Netzen und der Einspeisesituation weiterhin vorteilhaft bleiben. Gleichfalls bleibt die Spitzenkappung innerhalb der Hochspannungsebene relevant als Überbrückungsmaßnahme, um Netzausbau mit dem Zubau von Erneuerbaren Erzeugungsanlagen verbessert zu koordinieren.

S. 169

6.7.5 Rückwirkungen auf die Übertragungsnetze

Die zwischen den Verteilnetzen und dem Übertragungsnetz möglichen Wechselwirkungen einer im operativen Betrieb der Netze mittels Einspeisemanagement umgesetzten Spitzenkappung und dem für die Systemführung als System- bzw. Netzsicherheitsmaßnahme relevanten Einspeisemanagement sind in vorangegangenen Bewertungen nicht abgebildet.

Das Einspeisemanagement stellt dabei eine wesentliche Netzsicherheitsmaßnahme dar, die überwiegend durch die Übertragungsnetzbetreiber und zunehmend auch durch die Betreiber von Verteilnetzen mit hohem Anteil an Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen beansprucht wird.

Wird das Einspeisemanagement in den unterlagerten Netzen bereits aufgrund der umfassenden Anwendung der Spitzenkappung zur Reduktion des Netzausbaubedarfs eingesetzt, kann dies zu verminderter Flexibilität im Abruf dieser Netzsicherheitsmaßnahme durch überlagerte Netzbetreiber führen. Die infolge der Spitzenkappung auf der eigenen Netzebene bereits abgerufenen Abregelungspotenziale sind dann nicht mehr verfügbar, um auf Anforderung als Netzsicherheitsmaßnahme an überlagerte Netzbetreiber bereitgestellt zu werden.

Diese mögliche Wechselwirkung kann zu erhöhtem Netzausbaubedarf in den überlagerten Netzen, insbesondere auch in den Übertragungsnetzen, führen. Es besteht zudem die Möglichkeit, dass in Situationen hoher Systemauslastung die konkreten Abregelungen in den Verteilnetzen in Hessen (Mitte/Süd-West) den engpassbehebenden Maßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber (Einspeisungsreduktion in Nord-Ost, Einspeisungserhöhung in Süd-West) entgegenlaufen. Auch hieraus können erhöhte Anforderungen an den Ausbau der Übertragungsnetze folgen. Die Wechselwirkungen sollten in koordinieren Netzplanungen berücksichtigt werden.

S. 185

Durch die Netzbetreiber wird der Austausch von relevanten Randnetzdaten vielfach bereits praktiziert. In der Hochspannung ist der Datenaustausch mit den Übertragungsnetzbetreibern überwiegend bereits üblich und wird durch die europäische Regulierung zunehmend institutionalisiert. Dennoch unterliegt der Datenaustausch bisher vielfach lediglich bilateral vereinbarten Prozessen oder fallweiser Praxis, so dass er in unterschiedlicher Qualität erfolgt. Für unterlagerte Netze, soweit diese durch voneinander verschiedene Netzbetreiber betrieben werden, ist der Datenaustausch oftmals reduziert.

S. 194

(15) Lokale Netzspeicher in der Niederspannung vorerst nicht nutzen Mit dem Einsatz von lokalen Netzspeichern in den Niederspannungsnetzen, d.h. Batteriespeichern, die durch die Netzbetreiber wie andere Netzbetriebsmittel netzgeführt eingesetzt werden, werden oft hohe Erwartungen an deren Einspeisespitzen glättende und lastausgleichende Wirkung und davon abgeleitet auch an mögliche Einsparungen für den Netzausbau verknüpft. (Der Abruf netzdienlicher Beiträge von privaten Speichern anderer Marktteilnehmer wird in der Verteilnetzstudie unter netzdienlichen Prosumer-Anwendungen subsumiert und ist hiervon verschieden.)

Nett. Steht einfach so da ohne nachvollziehbare Begründung. Bei einigermaßen fleißigem Nachdenken sollte aber klar sein,dass die wesentliche Rolle lokaler Netzspeicher (NS/MS und MS/HS) in der effizienten Verknüpfung kleinteiliger Erzeugung mit der Verteilungsphilosophie des Übertragungnsetzes liegt und dass dieses Übertragungsnetz dadurch immens an seiner ohnhhin überbewerteten Bedeutungsschwere verlieren würde. Darüberhinaus entfielen ebenfalls etliche lukrative Geschäftsmodelle (und damit die wesentliche Existenz- und Machtbasis der VNB), vor allem das der Vermarktung des EEG-Stroms, für den diese aktuell nichts bezahlen.

S. 195

Die Verteilnetzstudie prüft daher losgelöst von noch offenen regulatorischen Fragestellungen des Speicherbetriebs durch Netzbetreiber mittels Zielpreisbestimmung die Vorteilhaftigkeit des absehbar möglichen Einsatzes [44] von lokalen Netzspeichern in der Niederspannung. Eine Erlöserzielung aus Vermarktung der gespeicherten Energie oder der Substitution des Bezugs von Marktprodukten durch den Netzbetreiber wird dabei aufgrund der entsprechenden Auslegung der Entflechtungsvorschriften ausgeschlossen.

Die Wirtschaftlichkeit des Einsatzes von lokalen Netzspeichern wird absehbar durch die Technologiekosten der Speichersysteme und deren Verhältnis zu den netzplanerischen Alternativen, d.h. relevanten konventionellen und innovativen Maßnahmen und deren Anwendungsfällen, bestimmt. Bei sonst auftretenden Spannungsgrenzwertverletzungen kann der Einsatz von lokalen Netzspeichern ab etwa einer Halbierung der Technologiekosten relativ zur Kostenbasis in 2015 gegenüber dem rein konventionellen Netzausbau wirtschaftlich werden. Er konkurriert dann aber mit weiterhin günstigeren innovativen Maßnahmen wie der Blindleistungsbereitstellung oder der Spitzenkappung. Für strombedingte Überlastungen wird ohne zusätzliche Erlöserzielung kein wirtschaftlicher Speichereinsatz erwartet.

Womit wir heute in 2018 zweifelsfrei an diesem Punkt angelangt sind. Auf was warten wir denn noch? Legen wir los.

Statusbericht VDI 2018 zur Energiepolitik – kommentiert

Statusbericht des VDI kommentiert von Thomas Blechschmidt:

Zunächst einmal ist es sehr erfreulich, dass der VDI als Verband Deutscher Ingenieure auf die volkswirtschaftliche Betrachtung abstellt:

S. 3 Volkswirtschaftliche Kosten – Am sprachlichen Ausdruck kann man beim Verband aber gern noch arbeiten:

Sprache: Energieverbrauchsniveau. Gerade Ingenieure wissen, oder sollten sich dessen bewußt sein, dass Energie nicht verbraucht werden kann und das Leistung eine rein virtuelle Größe zur Klassifizierung technischer Anlagen ist. Das konsequent einzuhalten und in allen Diskussionen durchzusetzen wäre schon ein echter Fortschritt. Ban Politicians and Journalists flat Wording.

S4. Kap 1 Hintergrund,

Grundsätzlich liegt hier eine zutreffende und richtige Beschreibung vor. Für meinen persönlichen Anspruch leider zu zurückhaltend und zögerlich. Es fehlen klare Forderungen und Terminsetzungen.

VDI: Bei diesem Weiterentwicklungsprozess sollte – in einem hochindustrialisierten Land wie Deutschland – die industriepolitische Dimension besondere Berücksichtigung finden; es sind erhebliche Weiterentwicklungsprozessgesellschaftliche Verwerfungen zu erwarten wenn die Basis für unser aller Wohlstand sukzessive wegbrechen sollte. Da Deutschland traditionell eine stark exportorientierte Industrienation ist, deren Wohlstand auch aus dem Verkauf von energieintensiven Produkten resultiert, die sich in einem hochkompetitiven Markt erfolgreich behaupten müssen, ist eine nach wie vor kostengünstige Energieversorgung wesentlich.

Da spricht der VDI natürlich erst Mal für sich selbst und seine Mitglieder. Dennoch ist dieses vorbauende Präventivparadigma unzutreffend, da es stets und immer jede Umstellung auf eine nachhaltige, verbrauchsressourcenfreie, rein generative Energieversorgung massiv behindert bzw. faktisch ausbremst.

S 5. Außerdem wird immer der Versuch gemacht, einen tragfähigen Kompromiss mit der „etablierten“ Energiewirtschaft und den hier vorhandenen Strukturen und Forderungen zu finden, da letztlich ein Umsteuern in der Energiewirtschaft ausschließlich gegen die etablierten Energieversorgungsunternehmen wenig aussichtsreich erscheint.

Der VDI muss das notwendig anders sehen, aber gerade für die volkswirtschaftliche Betrachtung sind Großkonzerne für derart einfache Produkte wie Strom unsinnig, da nachweisbar ein ungeheurer Aufwand für Verwaltung, Steuerung, Marketing und Überwachung erforderlich ist, dessen Effektuierung keinerlei volkswirtschafltichen Mehrwert generiert, im Gegenteil nur die Ableitung von Erträgen in steuergünstige Länder verursacht..

S. 6. …– wird derzeit in Gesellschaft, Politik und Wissenschaft kontrovers und zum Teil übertrieben emotional diskutiert. Im Kern dieser Diskussionen geht es unausgesprochen letztlich nach wie vor darum, innerhalb unseres seit dem Ende des 2. Weltkriegs organisch im Rahmen der jeweiligen gesetzlichen Vorgaben gewachsenen Energiesystems und damit in der heutigen deutschen Energiewirtschaft zu einem Paradigmenwechsel zu kommen.

Richtig erkannt. Übertrieben emotional und in großem Umfang unsachlich. Das beginnt bereits bei den verwendeten Begrifflichkeiten. Ebenfalls richtig erkannt: „Organisch gewachsenes Energiesystem. Wo also bleibt die Forderung, dieser Realtität Rechnung zu tragen und mit der gegenwärtigen Top-Down-Methodologie und den mit ihr verbundenen immer harscher werdenden makroökonomischen Kontrollstrulkturen endlich zu brechen?

S. 7. …vor dem Hintergrund eines vorhandenen Energieversorgungssystems, dessen Komponenten und dessen Infrastruktur noch lange nicht abgeschrieben ist und dessen Akteure- bzw. die dahinter stehenden Aktionäre – gegebenenfalls andere Interessen verfolgen (müssen).

Daran bestehen keinerlei Zweifel. Die wesentliche politische und damit eben volkswirtschaftlich zentrale Frage lautet: Wie sinnvoll ist es, eben diese Komponenten und Infrastruktur durch ihresgleichen immer weiter zu ergänzen und auszubauen, wenn klar ist, dass der Wandel so schnell wie möglich erfolgen muss: Logik: Keine Großkraftwerke mehr, keine Kohleabbaugenehmigungen mehr und ein mit aller Kraft möglichst reduzierter Netzausbau im Übertragungsnetzbereich durch den Einsatz besserer und nachhaltigerer Technologien. Der Hinweis auf die „noch lange nicht abgeschriebene Infrastruktur“ ist begrüßenswert. Konsequent ebenso begrüßenswert wäre es, wenn der VDI sich sachlogischerweise richtig für eine Abschaffung der derzeitgen Merit-Order nach rein variablen Kosten ohne Betrachtung der Investitionskosten einsetzt, um nachhaltigen Technologien den entsprechenden volkswirtschaftlichen Stellenwert zukommen zu lassen. (Referenzpreis der realen Stromgestehungskosten, http://www.thomasblechschmidt.de/2014/04/09/das-referenzpreismodell-vorschlag-eines-transparenten-funktionierenden-strompreismodells/)

S. 8. Weltweit hatte Deutschland bis vor wenigen Jahren eine führende Position in der Schaffung von Rahmenbedingungen und bei der Entwicklung von Technologien zur Nutzung regenerativer Energien zur Strom-, Wärme- und Kraftstoffbereitstellung. Beispielsweise wurde ein dem EEG vergleichbares Instrument in vielen anderen Ländern ebenfalls erfolgreich eingeführt und umgesetzt. Viele Aspekte der deutschen „Energiewende“ galten international als beispielhaft. Die Entwicklungen in den letzten Jahren legen aber den Schluss nahe, dass Deutschland auf einem guten Weg ist, diese Vorbildwirkung vollständig aufzugeben – und damit auch die Erreichbarkeit der zugesagten Klimagasminderungsziele aufs Spiel zu setzen.

Richtig. Fragen Sie also bitte Ihre Mitglieder, ob die nicht etwa die falschen Parteien wählen oder sponsern.

Deshalb gewinnen überregionale Verteilnetze – zusammen mit einer entsprechenden realen und virtuellen Speicherung und damit auch eine Kopplung an andere Sektoren des Energiesystems – immer mehr an Bedeutung und müssen in den kommenden Jahren weiter ausgebaut und optimiert werden.

Richtig

S. 9. Die damit einhergehenden Diskussionen zur standortabhängigen Abwägung der jeweils „besten“ bzw. lokal akzeptablen Lösung müssen mehr sachlich und faktenorientiert und weniger emotional und ideologiegetrieben geführt werden.

Richtig

S. 11. Regenerative Energien können kurz- bis mittelfristig nicht die gesamte Energienachfrage in Deutschland decken. Sie werden auch in den kommenden Jahrzehnten nur einen bestimmten – jedoch potenziell laufend steigenden – Beitrag im gesamten Energiesystem (das heißt im Wärme-, im Strom- und im Mobilitätssektor) leisten.

Richtig. Naja. Fast. Nicht potenziell steigend, sondern notwendig steigend.

S. 12. Die Nutzung immer größerer Anteile von volatil erzeugtem „erneuerbaren“ Strom macht den Einsatz von elektrischen direkten und virtuellen Energiespeichern und den Ausbau des elektrischen Netzes (einschließlich der transeuropäischen Overlay-Netze) erforderlich, wenn der Ausgleich durch andere Maßnahmen (z. B. Sektorenkopplung) nicht realisiert werden kann. Beide Maßnahmen wirken komplementär: weniger Netzausbau erfordert mehr Speicherkapazität und umgekehrt. Analoges gilt sinngemäß bis zu einem gewissen Ausmaß bei der Wärmenutzung in Bezug auf Wärmespeicher und Wärmenetze.

Richtig. Ergänzungsbedarf besteht allerdings dahingehend, dass auch die Stromabnahme hochgradig volatil ist. Das zeigt nur nie jemand auf, weil es das nette Märchen vom Zappelstrom als das entlarvt was es ist: Eine dummdreiste oder eben böswillige Lüge.

… die räumliche Disparität speziell von Windstrom aus Norddeutschland und die – im bundesdeutschen Durchschnitt – überproportional hohe Stromnachfrage in West- und Süddeutschland verstärkt die Notwendigkeit des Aus- und Umbaus des deutschen und europäischen Stromnetzes. Dabei müssen technische Entwicklungen gefördert und bei Bedarf Anreize zur Marktdurchdringung geschaffen werden (z. B. Smart Grids, Energiespeicher, Lastmanagement, IT).

Richtig.Besonders die Integration der genannten neuen Technologien ist im Vergleich zu ihrem Potential bisher schmälich vernachlässigt worden. Das spiegelt exakt den Eingangs geschilderten Bedeutungsverlust von „Made in Germany“ wieder.

S. 13 Die Folge sind historisch niedrige Strompreise für die Unternehmen, die an der Börse

Strom einkaufen können. Dies ist derzeit ein klarer Standortvorteil für die Industrieunternehmen, die davon profitieren können.

Richtig. Aber da werden die „Marktbegleiter“ des VDI bei auf dem Feld der Wirtschaftsrepräsentanz vehement etwas vollkommen anderes behaupten. Zudem wird der „Standortvorteil“ zu Lasten der Mehrheit der privaten Endverbraucher erkauft, die mit den höheren Entgelten leben müssen. Netterweise beklagen ausgerechnet die Industrieunternehmen seit Jahren die im internationalen Vergleich überdurchschnittlich hohen Stromkosten ihrer Zunft – und fangen damit wesentliche Teile des unternehmersichen Mittelstands als Unterstützer ein, der zu wesentlich höheren Preisen einkaufen muss, als die Lautsprecher der Industrieverbände und des BDEW:

Die Energiewende wird deshalb nur zu schaffen sein, wenn Onshore-, Offshorewindkraft und Photovoltaik in einem vernünftigen Mix zueinander weiter ausgebaut werden.

Richtig

S. 14. Die Steuerungswirkung des EEWärmeG war bisher eher gering. Nach wie vor ist der Wärmemarkt durch einen erheblichen Sanierungsstau sowohl in Bezug auf den Ersatz veralteter Wärmeerzeuger als auch hinsichtlich einer verbesserten Dämmung gekennzeichnet, der durch die zögerliche und unklare Haltung der Politik auch nicht kurzfristig gelöst werden wird. Auch in der Legislaturperiode 2013 bis 2017 sind hier keine wirklichen Fortschritte erzielt worden. Deshalb muss eine energiepolitische Rahmensetzung zukünftig sicherstellen, dass sowohl Mieter als auch Vermieter von einer Investition in eine energie- und damit umwelteffizientere Gebäudesubstanz profitieren.

Richtig. Wobei „zu gering“ ein echter Euphemismus für „wirkunglsos“ ist. Wir stehen auf dem Niveau von Ländern wie Rumänien und Bulgarieen und – und das ist ein echter Skandal – es gibt immer noch Förderungen für den Einbau neuer Öl- und Gasheizungen. Haben wir noch immer 1970?

Vor allem der letzte Satz ist entwicklungskritisch. Dringend vermisst wird eine der realität angepasste Steuerpolitik. Die Abschreibung energetische Investitionen auf 9 Jahre zu 11 % bei voller Umlage der Abschreibung auf die Miete ist ein gesellschaftspolitisches NoGo. Hier den TLCC-Ansatz verbindlich festzulegen ist dringend notwendig. Zudem ist eine Rückkehr zur praktischen Vernunft erforderlich, was die Dämmung des Gebäudebestands angeht. Es bedarf keiner weiteren Verschärfungen der Anforderungen an die Kennwerte (Uwert) der Gebäudehülle und ihrer Teile mehr, wenn es möglich ist, bei einem Gebäude unter Einsatz der passenden Technologien einen Primärenergiebedarf von Null zu erzielen. Das, und eben nicht irgendwelche extrem niedrigen U-Werte sind der geeigente Maßstab. Wie der einzelne Eigentümer das erreicht, muss der Politk egal sein.

S. 15 Der Klima- und Umweltschutz hat in Deutschland und global in den letzten Jahren zunehmend an politischer Bedeutung verloren – und das trotz der Übereinkunft von Paris Ende 2015; … Der CO2 -Zertifikatspreis ist heute so gering, dass er praktisch keine Steuerwirkung mehr hat.

Richtig

S. 20 Bürger empfinden Windenergieanlagen teilweise als störend….

Richtig. Leider ist das Winkraftfans ebenso egal, wie den Kohlekraftfanatikern der SPD und der immer noch aktiven Atomlobby deren Einwirkung auf die Umwelt.

S. 31

Der durch eine massive Veränderung des administrativen Rahmens bedingte starke Rückgang des deutschen PV-Markts einerseits und die starke Dominanz der Hersteller aus Asien andererseits haben der deutschen Fotovoltaikindustrie (PV-Industrie) erhebliche Probleme bereitet. Eine ganze Reihe von Unternehmen ist vom Markt verschwunden, wurde übernommen oder befindet sich in einer prekären Lage. Von den rund 130.000 Vollzeit-Arbeitsplätzen im Jahr 2010 sind 2015 noch etwa 38.000 übrig.

Richtig. Danke SPD. Danke CSU/CDU. Danke FDP. Danke an alle Parteien mit geschickt vorgetäuschter Wirtschaftskompetenz. Wenn alle in heterosexuellen Beziehungen lebenden Frauen so geschickt ihren sexuellen Höhepunkt vortäuschen könnten, würden alle ihre Männer sich für den jeweils besten Liebhaber der Welt halten….

S. 32

Trotz prinzipiell fluktuierender Erzeugung passt die Stromerzeugung von PV-Anlagen sehr gut zum Verbrauchsprofil insbesondere in Kombination mit Strom aus Windkraftanlagen. So liefern PV-Anlagen heute an sonnigen Tagen einen Großteil der Leistung zur Abdeckung der Bedarfsspitzen in der Mittagszeit (Peak-shaving-Effekt). Aufgrund der größeren Tag-Nacht- Unterschiede im Tagesgang zwischen Sommer und Winter und der dazu passenden geringeren PV-Stromerzeugung im Winter gilt diese Aussage im Durchschnitt näherungsweise für das gesamte Jahr. Dies ist mit ein Grund für den Rückgang der Preisunterschiede zwischen der Spitzenund der Grundlast – und damit letztlich der Abnahme des Speicherpreises (z. B. in einem Pumpspeicherkraftwerk) in den letzten Jahren. Jedoch ist zu erwarten, dass sich dieser Effekt in den kommenden Jahren mit einem weiteren Wachstum der Fotovoltaik wieder umkehren könnte; dann dürften auch der Spread zwischen Spitzen- und Grundlast – und damit die Speicherpreise – wieder zunehmen.

Richtig, oder zumindest plausibel.

Die Erzeugung aus PV- und Windkraftanlagen wirkt aufgrund des heutigen Strommarktdesigns deutlich senkend auf die börsennotierten Industriestrompreise, die an der Leipziger Strombörse (EEX) gehandelt werden. Deshalb zeigt Deutschland die niedrigsten Industriestrompreise in Europa. Und es ist aus heutiger Sicht nicht zu erwarten, dass sich daran in den kommenden Jahren etwas Grundlegendes ändern dürfte.

Richtig. Aber da werden die „Marktbegleiter“ des VDI bei auf dem Feld der Wirtschaftsrepräsentanz vehement etwas vollkommen anderes behaupten.

S.33

Die Preise für Fotovoltaikstrom (PV-Strom) sind in den letzten Jahren enorm gesunken und in einzelnen Marktsegmenten in Deutschland bereits heute unstrittig auf Wettbewerbsniveau. Die durchschnittlichen Stromgestehungskosten für PV-Anlagen in Deutschland belaufen sich – je nach Standort – auf unter 0,06 €/kWh bei Großanlagen und auf weniger als 0,10 €/kWh bei Kleinanlagen. Damit liegt der Preis weit unter dem, den Privathaushalte derzeit für einen Bezug an elektrischer Energie aus dem Stromnetz bei ihrem Versorger zahlen müssen und unterschreitet im Falle großer Anlagen schon teilweise die Vollkosten von mit fossilen Brennstoffen gefeuerten Kraftwerken.

Richtig.

S. 34

Die ins Stromnetz eingespeiste Spitzenleistung aus Solarstromanlagen in Deutschland steigt mit zunehmender installierter Leistung immer weiter an. Dennoch stellt die Netzintegration von PV-Anlagen heute noch kein signifikantes Problem dar. Überlastungen in einzelnen Verteilnetzabschnitten mit hoher PV-Konzentration lassen sich meist durch technische Maßnahmen, die zunehmend auch in die Wechselrichter integriert werden, beheben.

Sehr interessante Äußerung und durchaus weitgehend zutreffend.

Der weitere Ausbau der Fotovoltaik erfordert zukünftig mehr Maßnahmen, um Energieangebot und -verbrauch zur Deckung zu bringen. Maßnahmen wie die intelligente, nach Energieangebot variable Steuerung von Verbrauchern und Erzeugern (Smart Grids), der Aufbau von verlustarmen, kontinentalen Stromnetzen zum Ausgleich lokaler Extremwerte bei der Energieerzeugung oder auch die Nutzung der Batterien von Elektrofahrzeugen oder Nachnutzung (Second Use) als elektrische Speicher, rücken mehr und mehr in den Fokus. Der Einsatz von großtechnischen Speichern wird zwar zwingend erst bei deutlichen höheren Anteilen von erneuerbaren Energien erforderlich. Dennoch sollten bis dahin technisch ausgereifte Lösungen, die sich auch im größeren Maßstab bereits bewährt haben, zur Verfügung stehen. Hierfür werden unterschiedliche Technologien benötigt, die vom Tagesspeicher auf Batteriebasis bis zur Speicherung von mit erneuerbarem Strom hergestellten Wasserstoff (Power-to-Gas) reichen.

Richtig. Bis auf sprachliche Unklarheit und eine immer noch bestehende Unkenntnis über die Potentiale von Speichern.

 Die deutlich reduzierte Förderung der Fotovoltaik in Deutschland hat in den letzten Jahren zu stark gesunkenen Zubauraten geführt, die noch deutlich unterhalb des Zielkorridors der Bundesregierung von 2,4 GW bis 2,6 GW liegen. Sollte diese Entwicklung so weitergehen, wird langfristig nicht das nötige Volumen an PV-Strom geliefert

werden können, das für die Energiewende erforderlich ist. Unter Maßgabe der sicheren Erreichung dieser Zielstellung ist deshalb eine Anpassung der derzeitigen PV-Förderung geboten. Sinnvolle Förderregeln sollten neben einer maßvollen Degression der Vergütungssätze vor allem den Eigenverbrauch des selbsterzeugten Stroms attraktiver machen (z. B. weitergehende Befreiung von der EEG-Umlage). Auch sollten Geschäftsmodelle entwickelt werden, durch die der Betrieb von PV-Anlagen bald ganz ohne Förderung realisiert werden kann.

Richtig

S. 35

Zunehmend werden in Deutschland auch Systeme angeboten, mit denen über PV-Module ausschließlich die Wärmenachfrage eines Einfamilienhauses gedeckt werden soll; dies ist im Vergleich zu solarthermischen Systemen einfacher und verspricht auch im Winterhalbjahr einen merklichen Wärmeertrag. Die Option, gegebenenfalls auch einen Teil des Strombezugs zu reduzieren, macht die Möglichkeit ökonomisch noch attraktiver. Eine Kopplung mit einer Wärmepumpe und die Nutzung des gesamten Hauses als Wärmespeicher – zumindest für die Raumwärme – macht dieses Konzept noch deutlich attraktiver. Deshalb ist zu erwarten, dass derartige Konzepte zukünftig mehr an energiewirtschaftlicher Bedeutung erlangen werden.

Richtig

S. 40

Infolge des Preisverfalls bei der Fotovoltaik und desgleichzeitigen Rückgangs der fossilen Energiepreise hat sich das ökonomische Umfeld für solarthermische Kraftwerke in den letzten Jahren – trotz vielversprechender Entwicklungen auch bei den solarthermischen Anlagen – zunehmend verschlechtert, da hier – auch aufgrund der bisher begrenzten Marktvolumina – noch keine vergleichbaren Kostenreduktionen wie bei der Fotovoltaik realisiert werden konnten. Auch ist aus heutiger Sicht nicht zu erwarten, dass die Solarthermie das heutige Kostenniveau der Fotovoltaik in überschaubaren Zeiträumen erreichen kann.

Richtig.

S. 46

In Deutschland wurden Ende 2016 geschätzte 964.000 Wärmepumpen betrieben; dabei handelt es sich um 754.000 Heizungs-Wärmepumpen und 210.000 Wärmepumpen zur ausschließlichen Trinkwassererwärmung. Mit diesen Anlagen wurden rund 11,6 TWh an erneuerbarer Wärme bereitgestellt.

Für die Raumheizung und Trinkwassererwärmung wurden 2016 ca. 79.000 Wärmepumpen neu installiert (siehe Bild 10). Damit nahm der Wärmepumpenabsatz im Vergleich zum Vorjahr erstmals seit einigen Jahren wieder zu (2015: 69.500). Dabei ist die Anzahl der Neuinstallationen für Heizungswärmepumpen auf rund 66.500 und damit um knapp 17 % gestiegen (2015: 57.000). Der größte Zuwachs war dabei bei den erdgekoppelten Systemen zu beobachten. Im Vergleich zu 2015 nahmen 2016 die Neuinstallationen um rund 22 % zu (2016: 20.700, 2015: 17.000); dadurch stieg der Anteil der neu installierten erdgekoppelten Systeme am gesamten 2016 neu errichteten Wärmepumpenpark um 1%-Punkt auf knapp 31 % (2015: 30 %). Aber auch die Absatzzahlen der Luftwärmepumpen legten 2016 knapp 15 % deutlich zu (2016: 45.800, 2015: 40.000); dies gilt insbesondere für Monoblocksysteme mit einem Zuwachs von knapp

20 % im Vergleich zu 2015 (2016: 25.100, 2015: 21.000). Der Zubau bei den Splitsystemen fiel dagegen mit 9 % etwas geringer aus (2016: 20.700, 2015: 19.000). Zusammengenommen dominieren aber insgesamt luftgekoppelte Wärmepumpen mit rund 69 % die Absatzzahlen für neuverbaute Systeme. Insgesamt wurden damit die Absatzzahlen aus dem bisher erfolgreichsten Jahr 2008 übertroffen (2008: 62.500). Grund hierfür sind die veränderten Förderbedingungen des Marktanreizprogramms (MAP) seit April 2015 und die anspruchsvolleren Anforderungen der Energieeinsparverordnungen (EnEV) seit Anfang 2016.

Richtig

S.47

Die Technik erdgekoppelter Wärmepumpen, mit denen Wärme und gegebenenfalls Kälte bereitgestellt werden kann, ist weitgehend ausgereift. Allerdings steht, vor dem Hintergrund des relativ niedrigen Ölpreises einerseits und der oft ver gleichsweise hohen Stromtarife andererseits, einer weiteren signifikanten Marktausweitung im Wärmesektor oft die Notwendigkeit gegenüber, dass (zunehmend teurer) Strom für den Anlagenbetrieb benötigt wird und nur (tendenziell billigere) fossile Energie (z. B. Erdgas) substituiert werden kann. Außerdem benötigen Wärmepumpen typischerweise eine Niedertemperaturheizung

(z. B. Fußbodenheizung), die nicht zwingend immer vorhanden ist. Deshalb ist eine wirtschaftliche Umsetzung im Bestand oft herausfordernd.

Ist es demgegenüber möglich, elektrischen Strom aus erneuerbaren Energien kostengünstig zu nutzen (z. B. über zu installierende dachgekoppelte PV-Module) und ist eine entsprechende Niedertemperaturheizung vorhanden, dann ist dieses System ökonomisch (und unter Klimaschutzaspekten) sehr vielversprechend; dies gilt insbesondere dann, wenn damit Wärme und Kälte bereitgestellt werden soll. Daher haben erdgekoppelte Wärmepumpensysteme beispielsweise in Deutschland im Neubaubereich derzeit einen erheblichen Marktanteil. Hinzu kommt, dass die Potenziale zu Nutzung des oberflächennahen Erdreichs sehr groß sind.

Richtig. Umso notwendiger sind endlich eine wirksame CO2-Bepreisung und ein Referenzpreissystem zur Kontrolle.

S.49

Die ersten Wärmepumpen mit CO2 als Kältemittel sind bereits in Betrieb und erweitern ihren Einsatzbereich auf Temperaturen bis 110 °C.

Hervorragend.

Mit der Entwicklung von speziellen Kompressoren und zwei-/dreistufigen Wärmepumpen sowie dem Einsatz von Wärmepumpen mit Dampfeinspritzung sind heute aber auch Vorlauftemperaturen von 65 °C und mehr bei hohen Jahresarbeitszahlen möglich. Diese technische Entwicklung wird in den kommenden Jahren hin zu immer anspruchsvolleren Kennwerten weitergehen.

S. 50

Darüber hinaus können auch „Energiepfähle“, Erdwärmekörbe oder Eisspeicher zum Einsatz kommen, mit denen Wärmepumpen auch unter besonderen Bedingungen effizient eine Klimatisierung realisieren können (siehe dazu VDI 4640 Blatt 2).

S. 52

Der Anteil der tiefen Geothermie an der Nutzung der regenerativen Energien in Deutschland ist immer noch gering und liegt weit unter dem hierzulande vorhandenen und potenziell ausschöpfbaren Potenzialen an geothermischen Ressourcen.

Richtig, aber die Wahrheit: Das ist viel zu aufwändig. Nichts ist so subventionslastig und dennoch so teuer wie Geothermie in Deutschland. Finger weg. Das ist nichts als die großeflächige Sozialisierung der Kosten überteuerter Technologie durch Aufzwingen der Nutzung zur Befriedigung ingenieurstechnischer Pubertätsträume

S. 54

Im Laufe des Jahres 2018 wurde ein weiteres geothermisches Kraftwerk fertiggestellt. Der Kraftwerksteil ging Anfang 2016 in Betrieb und die geothermische Wärmebereitstellung wurde schon seit 2014 realisiert.

Special Knowlegde… Ein Mordsabschnitt über Geothermie aber keine Kostenanalyse, wie zuvor bei anderen Optionen. Warum nur?

S.91

Im derzeitigen Stromversorgungssystem erstellen die Energieversorger einen Kraftwerksfahrplan für den jeweils nächsten Tag, in dem für jedes 15-Minuten-Intervall definiert wird, welche Kraftwerke wie viel elektrische Energie zur Nachfragedeckung bereitstellen. Die an der Lastdeckung beteiligten Kraftwerke werden dabei nach der aufsteigenden Reihenfolge ihrer variablen Grenzkosten – der Merit Order – eingesetzt.

Sind wir wirklich schon bei 15 Minuten?

Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien stehen aufgrund der sehr geringen variablen Kosten in der Merit Order üblicherweise vor den kostengünstigsten konventionellen Kraftwerken. Aufgrund der Vorrangregelung für Strom aus erneuerbaren Energien muss dieser Strom außerdem vorrangig in das Stromnetz und unabhängig von den tatsächlichen variablen Grenzkosten eingespeist werden. Viele Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erhalten also nicht den über die Merit Order festgestellten Strompreis, sondern eine fixe Einspeisevergütung nach EEG (das heißt diese Anlagen nehmen de facto nicht am Strommarkt teil).

Dadurch verändert sich die Merit Order entsprechend. Dies ist der Grund für die in Deutschland derzeit sehr geringen börsennotierten Strompreise für die Industriekunden, die an der Börse einkaufen können. Daher wird derzeit dieses Strommarktdesign politisch hinterfragt und mögliche Alternativen diskutiert.

Richtig.

S. 95

Dies ist bei der Prognose der Solar- und Wind stromerzeugung (sowie die der Stromerzeugung aus anderen erneuerbaren Energien) bisher eingeschränkter der Fall; das heißt, der Prognosefehler ist oft noch vergleichsweise stark fehlerbehaftet und damit die Güte des daraus resultierenden Einsatzplans zum Teil gering. Aber in den letzten Jahren wurden hier deutliche Verbesserungen erreicht. Bei Day-Ahead liegt der Prognosefehler heute bei unter 5 % und im Intraday-Handel (also bis 45 min vor Erfüllung) liegt die Prognoseabweichung bei unter 2 % (und der Intraday-Handel gewinnt immer mehr an Bedeutung).

Richtig.

S.93

Eine technisch und wirtschaftlich begründete Strategie zum Bau und zur Nutzung von Energiespeichern zeichnet sich bisher nicht ab. Einerseits ist der zukünftige Speicherbedarf nicht exakt kalkulierbar und andererseits sind die wirtschaftlichen Randbedingungen für den Bau und Betrieb von Speichern heute noch nicht vorhanden. Diese Situation dürfte sich auch in den kommenden Jahren kaum signifikant verändern. Es zeichnet sich jedoch ein starker Zuwachs von Kleinbatteriespeichern – meist in Verbindung mit PV-Anlagen – ab.

Falsch, es hat nur bisher niemand ernsthaft darüber nachggedacht und etwas belastbares entwickelt. Letzteres trifft allerdings zu.

Unklarheiten und Widersprüche betreffend die Energiepolitik zwischen EU und BRD

Textausarbeitung zum VORTRAG über die Unklarheiten und Widersprüche zwischen den Ebene EU und BRD betreffend die Energiepolitik und den Ausbau leistungsfähiger Übertragungsnetze

 

Es bestehen klare Diskrepanzen auf den Ebenen EU – BRD zwischen Methodologie, Bewertungsgegenständen, in Betracht gezogener Technik, Datenauswahl, Zielen der Netzverstärkung, Begründungen und Zukunftsprognosen für das europäische System zur Versorgung mit elektrischer Energie. Auf diese hinzuweisen ist der Sinn dieser Übung, des Vortrags und meiner Ausarbeitung. Kommentare Gedanken und Trollerei meinerseits sind kursiv gestaltet..

  • Energiewende, Netzausbau, wer blickt da eigentlich noch durch?
  • Braucht‘s das?
  • Welchen Nutzen – und damit Sinn – ergibt das?
  • Woher kommt der Bedarf?
  • Wohin kann die Reise gehen?
  • Wohin soll Sie gehen?
  • Orga-Foo – Wer ist für was zuständig, wer auf EU-Ebene, wer auf Staatsebene? – und Diktion /Begriffe
  • Power, Leistung, Arbeit, Energie, Kapazität, Übertragung und Verschiebung.
  • 1. ENTSO-E vs. BNetzA und ACER VS NRA oder Regulierungsbehörde
  • 2. TSOs / DSOs VS ÜNB / VNB
  • 3. EC / EP VS Regierungen / regionale Parlamente
  • 4. RSC – Regional Security Coordinators / Regionale Sicherheitskoordinatoren vs. NN
  • 5. BEUC – Bureau Européen des Unions de Consommateur / Europäischer Verbraucherverband VS NN

 

  • 2. Ziele / Goals – Was wollen die einzelnen Akteure erreichen? Gemeinsamkeiten / Unterschiede. TYNDP und Szenariorahmenentwurf im Vergleich

 

  • 1. TYNDP 2016 … Europas Klimaschutzziele bis 2030 erreichen (TYNDP exec. 2016 S. 3) … VS NN
  • 2. Die Verschiebung großer Mengen RES (TYNDP exec. 2016 S. 3, 6) … VS NN
  • 3. 80% der Emissionen werden bis 2030 abgebaut sein (TYNDP exec. 2016 S. 3) VS als Nebenbedingung vorzugeben, so dass der deutsche Kraftwerkspark im Jahr 2030 maximal 165 Millionen Tonnen CO2 emittiert (2035 137 Mi. to / SRE S. 5) und Reduktion der Treibhausgas-Emissionen gegenüber 1990 bis 2020 um 40% und bis 2030 um 55%. (SRE S. 70) / § 1 EEG-E 2016: 40% bis 45% bis zum Jahr 2025 / 55% bis 60% bis zum Jahr 2035 / mindestens 80% bis zum Jahr 2050. Dieser Ausbau soll stetig, kosteneffizient und netzverträglich erfolgen. (SRE S. 80)
  • 4. Eine Durchdringung von mindestens 27% RES (TYNDP exec. 2016 S. 5) VS RES-Ausbaukorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 (SRE S. 70)
  • 5. Mindestens 27% Energieeinsparung (TYNDP exec. 2016 S. 3) VS Senkung des Primärenergieverbrauchs gegenüber 2008 bis 2020 um 20% (SRE S. 5)
  • 6. Reduktion der Engpasssituationen um 40% (congestion / TYNDP exec. 2016 S. 15) VS Bestehende und nach den Bedarfsprognosen zu erwartende Netzengpässe sind zu vermeiden, um insbesondere die gesamte Energie der Stromerzeugungsanlagen aufzunehmen und weiterleiten zu können (SRE S. 77)
  • 7. 2030 Entwicklung der künftigen Betriebsführung und des Marktdesigns steht erst noch an (TYNDP exec. 2016 S. 32) VS Bei der Ermittlung der Szenarien ist grundsätzlich von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen, da die Entwicklung der gesetzlichen Grundlagen bis 2030 bzw. 2035 ebenso wenig vorhersehbar ist wie die Entwicklung der Marktpreise oder die Verbreitung neuer Technologien (SRE S. 73).
  • 8. Versorgungssicherheit (= SoS, TYNDP exec. 2016 S. 36, 41) VS Aufgabe des Netzentwicklungsplans ist, im Grundsatz ein Netz zu planen, das ohne teure Re-Dispatch-Maßnahmen sicher funktioniert (SRE S. 86).
  • 9. Die Netzentwicklung ist das zentrale Instrument um die Ziele der Energieunion zu erreichen VS Die Bundesnetzagentur ist weiterhin der Ansicht, dass das volkswirtschaftliche Optimum in einem deutschlandweiten bzw. europaweiten Energiemarkt liegt. Die Netze dienen auch dazu, diesen Markt zu ermöglichen (SRE S. 97).
  • 10. Der TYNDP 2016 operiert mit einem erweiterten Blickwinkel: Er sorgt für ein transparentes Bild des Europäischen Übertragungsnetzwerks für Elektrizität. VS Ablehnung von Transparenz und Öffentlichkeit durch ENWG.
  • 11. Einen Ausbauschub für die Infrastruktur mit einem Mehr lokaler Erzeugung, Speicherung und Nachfragemanagement (TYNDP exec. 2016 S. 43) VS NN
Annual Work Programme 2018 vs. SRE

 

  • 12. Bewältigung der globalen Herausforderungen mit denen die Welt konfrontiert ist: Globale Erwärmung, Ökonomische Wettbewerbsfähigkeit, und Versorgungssicherheit (AWP s. 4) VS zu gewährleistenden wichtigen Ziele der Versorgungssicherheit und der Umweltverträglichkeit durch zu gering dimensionierte Netze (SRE S. 78)
  • 13. Übermittlung der Botschaft der EU-Kommission ‘Saubere Energie für alle Europäer2 vom November 2016, (S. 7) VS NN
  • 14. Nachhaltigkeit, SoS, Wettbewerbsfähigkeit und gesellschaftliche Wohlfahrt (AWP S. 8) VS NN
  • 15. Verknüpfung von 23 in einem Ein-Tag-vorab-Markt (AWP S. 8) VS „die Bundesnetzagentur ist weiterhin der Ansicht, dass das volkswirtschaftliche Optimum in einem deutschlandweiten bzw. europaweiten Energiemarkt liegt. Die Netze dienen auch dazu, diesen Markt zu ermöglichen (SRE S. 97).
  • 16. Integration von 260 GW of PV & Wind (AWP S. 8) VS Ausbauziele EEG
  • 17. 11 GW Nachfragemanagement (AWP S. 8) vs. NN
  • 18. Erhalt der Versorgungssicherheit (AWP s. 8) VS ist die Versorgungssicherheit in den einzelnen Regionen selbst bei einer verbrauchsnahen Erzeugung aus Erneuerbaren Energien ohne Netzausbau nicht vollständig gewährleistet (SRE S. 97)
  • 19. 1 Milliarde € Zuwachs an gesellschaftlicher Wohlfahrt (AWP S. 8) VS NN
  • 20. ± 120 TWh Energieaustausch / Jahr (AWP S. 8) VS NN
  • 21. Umsetzung eines einzigen, gemeinsamen Energiemarkts in ganz Europa (S. 10) VS “Volkswirtschaftliches Optimum eines deutschlandweiten oder europaweiten Energiemarktes” (SRE S. 97)
  • 22. Wird zu einem klar effizienteren Europäischen Markt führen und den Verbrauchern Vorteile bringen (AWP S. 10) VS NN
  • 23. Integration der Verbraucher als aktive Marktteilnehmer (AWP S. 17) VS NN
  • 24. Interkonnektivitätsziel bis 2030 15% (AWP p. 17) VS NN
  • 25. Nachhaltiger Übergang (AWP S. 17) VS NN
  • 26. Verstreute Erzeugung (AWP S. 17) VS NN
  • 27. Globales Handeln für das Klima (AWP S. 17) VS NN
  • 28. Klares Ziel ist, das europäische Energiesystem in ein vollständig integriertes umzuwandeln (AWP S. 20) VS NN
  • 29. Hervorhebung der Faktoren Flexibilität, Speicherung, und Ende-zu-Ende Digitalisierung, um verschiedenste Technologien und Dienstleistungen am Markt zu integrieren (AWP S. 20) VS NN
  • 30. Die ENTSO-E wird einen europäischen Elektrizitätsmarkt als Modell definieren, der auf Verordnungen und Richtlinien für das gesamte Netzwerk basiert (AWP S. 26) VS NN
  • 31. Die BEUC sorgt dafür, dass von Anfang an Austausch mit Endverbrauchern stattfindet, um deren Input sie selbst deutlich Betreffendes zu ermöglichen und zu vermeiden, dass sie sich als an das Ende des Gestaltungsprozesses der Verordnungen gesetzt wiederfinden (AWP S. 40) VS NN
  • 32. Ausbau des grenzüberschreitenden gegenseitigen Handels im Dayahead-Bereich: (Vortagesmarkt vor Echtzeitmarkt) und Intraday-Zeitrahmen (AWP S. 10) VS. Die Bundesnetzagentur ist weiterhin der Ansicht, dass das volkswirtschaftliche Optimum in einem deutschlandweiten bzw. europaweiten Energiemarkt liegt. Die Netze dienen auch dazu, diesen Markt zu ermöglichen (SRE S. 97).

 

  • 3. Mittel / Means: Welche Mittel werden eingesetzt?

 

  • 1. Übertragung (TYNDP exec. S. 3, 43, 45, ff) VS Übertragung: (2) ÜNB sind verpflichtet, auf Grundlage der unter Ziffer 1 genehmigten installierten Erzeugungsleistung für die Szenarien B 2030 und C 2030 zur Ermittlung des Transportbedarfs der Marktsimulation … (SRE S. 5) (Konflikt EU-D vorprogrammiert)
  • 2. Speicherung (TYNDP exec. S. 3, 43, 45, ff) VS in den Szenarien erstmalig zusätzlich verschiedene Werte für Treiber der Sektorenkopplung, Flexibilitätsoptionen sowie dezentrale Speicher vorgegeben (SRE S. 70); … Flexibilitätsoptionen und Speicher: (SRES. 88); … bislang fehlender Speichertechnologien, die geeignet sind (SRE S. 97) … (Speicher sind in D KEINE Option)
  • 3. Nachfragemanagement (TYNDP exec. S. 3, 6) VS Demand Side Management zwei Arten, Lastabschaltung und Lastverlagerung Lastabschaltung: versteht man eine temporäre „Kappung“ dafür geeigneter Lasten, die nicht nachgeholt wird. Diese führt im Ergebnis zu einer Reduzierung des Stromverbrauchs. Bei der Lastverlagerung wird eine geeignete Last verschoben S. 89, Stromverbrauch unverändert… (Zu beachten: Das unterschiedliche Verständnis, was das technisch bedeutet)
  • 4. Steigerung der Effizienz (TYNDP exec. S. 3) VS „Innovation bezeichnet in diesem Zusammenhang den Einsatz neuer Technologien im Stromsektor zur Steigerung der Flexibilität und der Energie-sowie Emissionseffizienz (S. 70); in Szenario A 2030 und B 2030/2035 sowie C 2030 ergänzend Effizienzsteigerungen in Höhe von 27,5 TWh und 32,5/42,3 TWh sowie 55 TWh angenommen, die sich in einer signifikanten Reduktion … niederschlägt (SRE S. 74)

 

Annual Working Programme vs. SRE

 

  • 5. Detaillierte Bewertungsbögen für Projekte zur Verschiebung und Speicherung (AWP S. 3) VS NN

 

Der gegenwärtige methodische Stand der Kosten-Nutzen-Analyse (CBA), entwickelt seitens ENTSO-E in Zusammenarbeit mit den Interessenvertretern und ACER, wurde von der EU-Kommission im Februar 2015 offiziell genehmigt. Die Bewertung von Projekten im Rahmen des TYNDP 2016 gemäß dieser CBA-Methodologie wird wie von der EU-Richtlinie 347/2013 vorgesehen durchgeführt. Der vorangegangenen TYNDP 2014 wurde bereits weitgehend auf Basis einer nahezu finalen CBA-Methodologie erstellt, wobei die in diesem Prozess erkannten Gegebenheiten auf den TYNDP 2016 Einfluss nahmen. Die CBA-Methodologie sorgt für eine Bewertung aller TYNDP-Projekte an Hand vielfältiger Kriterien, die sich über eine breite Spanne von Indikatoren erstreckt, wie im nachfolgenden Schema dargestellt. Übersetzung des Texts in der folgenden Abbildung

 

 

  • 6. Interkonnektivitätsziele der EU VS (3) Um den Netzentwicklungsbedarf zu reduzieren, sind die ÜNB in allen Szenarien verpflichtet, auf Grundlage der unter Ziffer 1 genehmigten installierten Erzeugungsleistung für die Ermittlung des Transportbedarfs eine reduzierte Einspeisung aller Onshore Windenergie-und Photovoltaikanlagen (Bestands-und Neuanlagen) zu Grunde zu legen. (SRE S.5) … Allerdings müssen die Szenarien B 2035 und C 2030 die Ausbaupfade des § 4 EEG-E 2016 leicht überschreiten, um die prozentualen Ausbauziele des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 einhalten zu können (SRE S.74)

 

 

  • 7. Marktflussstudien (AWP S. 15) VS NN

 

  • 8. Das optimale Interkonnektivitätsziel für die Kapazitäten in 2030 muss “den Kostenaspekt ebenso wie das Handelspotential in den betreffenden Regionen in Rechnung stellen“. (AWP S. 17 VS. NN
  • 9. Es gilt ein 15%-Ziel, bezogen auf die installierte Kapazität für 2030 (AWP S. 17) VS NN
  • 10. Es gilt bessere qualitative und quantitative Maßstäbe ausfindig zu machen, wie Handelsflüsse, Spitzenlasten und Flaschenhälse, die klar herausstellen, wie viel Interkonnektivität benötigt wird.“ (EP, ITRE, Dez./15 // AWP S. 17/18) VS Bestehende und nach den Bedarfsprognosen zu erwartende Netzengpässe sind zu vermeiden, um insbesondere die gesamte Energie der Stromerzeugungsanlagen aufzunehmen und weiterleiten zu können (AWP S. 77)
  • 11. Beobachtung, Vorhersage und Überwachung der verstreuten RES-Erzeugung und Leistungsmanagement (AWP S. 24) VS NN (Nicht etwa Erzeugungsmanagement oder Lastmanagement)
  • 12. Gesicherte Einführung des Dynamic Line Rating erweist sich daher als ein Projekt pan-europäischer Bedeutung VS NN http://ieeexplore.ieee.org/abstract/document/545961/?reload=true
  • 13. PCI-Auswahlprozess, PCI-Leitvorhaben können zu nationalen Übertragungsvorhaben angemeldet werden VS NN
  • 14. Der zweite Schlüssel liegt in einer verbesserten Erläuterung von Warum und wie von Vorhaben VS NN
  • 15. Betriebsführung und Marktdesign für 2030 sind noch zu entwickeln VS „Im Rahmen dieses Netzentwicklungsplans Strom – Version 2017 (NEP 2030) erfolgt erstmalig eine modellgestützte Analyse der nationalen und regionalen Stromnachfrage sowie Last mit hoher Granularität“.

(S. 7. Fraunhofer_ISI_2017_Netzentwicklungsplan_Strom).

 

 

  • 16. Laufende Zustandsanalyse für den TYNDP mit einer Auflösung in einem einstündigen Zeitfenster (AWP S. 32) VS Entgegen dem Vorgehen bei klassischen Stromanwendungen wird das Lastmanagement neuer Stromanwendungen nicht in der Marktsimulation modelliert, sondern in einem eigenständigen Lastmodell (Elektromobilität / SRE S. 90)
  • 17. Technische Mittel zur Kontrolle von Frequenz und Spannung (AWP S. 32) VS Einsatz „intelligenter“ Netztechnik (z. B. regelbare Ortsnetztransformatoren / SRE S. 77)
  • 18. IT-gestützte Technologie an PV und Windanlagen zur Trägheitssimulation und Frequenzkontrolle gegenüber einem deutlich geringeren Grad an Einbeziehung konventioneller Erzeugung VS NN
  • 19. pan-europäische Netzwerk-Normen für die Vernetzung (AWP S. 32) VS NN
  • 20. operative Leitfäden (AWP S. 32) VS NN
  • 21. Ausbau der Schnittstellen ÜNB/VNB (AWP S. 32) VS NN
  • 22. Inrechnungstellung technologischen Fortschritts, der in jedem Fall einen virulenten Faktor für die Konsistenz der getroffenen Annahmen für die Erzeugung darstellt (AWP S. 32) VS NN
  • 23. Ausformulierte Entwicklungsdarstellungen der Szenarien werden notwendige Antworten auf die Fragen für das Handling des Stromsystems und die Profitabilität geben (AWP S. 36) VS NN
  • 24. Marktmodellierung (S. 36 / AWP S. 5) VS (vgl. Fraunhofer ISI & SRE) sind die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, auf Grundlage der installierten Erzeugungsleistung für die Ermittlung des Transportbedarfs in allen Szenarien (SRE S. 77)
  • 25. Nachfragemanagement (DSR/ AWP S. 36) VS NN
  • 26. Die Identifikation systemischer Notwendigkeiten wird grundsätzlich auf pan-europäischen Marktstudien beruhen (um Zielkapazitäten abzuleiten…) VS NN

 

  • Einschub:
  • 26.1. Beachtenswert hier: Der SRE gibt keine Auskünfte darüber, sehr wohl aber die Fraunhofer ISI-Studie, die eine gesonderte Betrachtung wert ist.: Die Jahreshöchstlast ist die maximal in einem Jahr zu einem bestimmten Zeitpunkt auftretende Summe der Leistung aller angeschlossenen Verbraucher am Verteil-und Übertragungsnetz inklusive der Summe der durch den Transport entstehenden Verlustleistung im Verteil-und Übertragungsnetz (S. 106). Fraunhofer_ISI_2017_Netzentwicklungsplan_Strom:

Hierzu wurde eine methodische Vorgehensweise entwickelt, die auf sequentiell aufeinander aufbauenden Modellanalysen basiert. Für die Untersuchung der jährlichen Nachfrage kommt das Energienachfragemodell FORECAST zum Einsatz, das als technologiebasierter Bottom-up-Ansatz konzipiert ist. Für die Ermittlung der Lastprofile wird das Lastgang-Modell eLOAD eingesetzt, das auf einer breiten Datenbasis von technologiespezifischen Lastprofilen basiert. Des Weiteren wurde eine Methodik zur Abschätzung der Marktdiffusion von dezentralen Solarstromspeichern ermittelt (S. 7).

Ein wesentlicher Bestandteil des NEP 2030 ist eine detaillierte Analyse der nationalen Stromnachfrage und Last (S. 10). Bisher ist keine tiefergehende Analyse von zeitlichen Dynamiken in Form von energie- und klimapolitischen Maßnahmen, technologischen sowie strukturellen Entwicklungen erfolgt (S. 10).

Für die Ermittlung der Lastprofile kommt das Lastgang-Modell eLOAD (energy load curve adjustment tool) zum Einsatz, das auf den jährlichen Stromnachfrage-Mengen aus dem FORECAST-Modell aufbaut. (ISI S. 11)

 

  • 27. Neun Indikatoren die von sozioökonomischer Wohlfahrt bis Umwelteinwirkungen reichen (AWP S. 40) VS NN
  • 28. Gemeinsam mit aktuellen Technologien, werden innovative Technologien in die existierenden Infrastrukturen inkorporiert (AWP S. 43) VS Einsatz intelligenter Netztechnik (z. B. regelbare = “intelligent” Ortsnetztransformatoren / SRE S. 77).
  • 29. Projektträger, Regulierer und Politikschaffende müssen selbst etliches von jeder Technologie deren Verfügbarkeit verstehen (AWP S. 43) VS. NN
  • 30. Die gesetzliche Grundlage findet sich im 3. EU-Gesetzespaket für den Energiebinnenmarkt von 2009 VS EnWG und EEG
  • 31. Die digitale Revolution – die 4. industrielle Revolution (AWP S. 4) VS NN
  • 32. Richtlinie zur Bilanzierung von Elektrizität, März 2017 (AWP S. 5) VS NN https://electricity.network-codes.eu/network_codes/eb/
  • 33. Transparenzplattform (AWP S. 5) VS NN (§12f)
  • 34. Öffnung für bidirektionalen Datenfluss zwischen nationalen Operatoren und regionalen Servicezentren (Leitwarten) VS NN (Datenschutz, §12f EnWG)

 

 

  • 35. Transformation unserer Transparenzplattform in ein marktdienliches Instrument: eine einheitliche, intuitive nutzbare und nutzerfreundliche Plattform zur Zentralisierung von Daten aus dem gesamten Binnenmarkt für Elektrizität. (AWP S. 5) VS NN
  • 36. Gesetzliche Marktregeln bringen die Marktintegration voran, um mehr Wettbewerb und Ressourcenoptimierung zu erhalten. Sie legen Regeln für die Kalkulation der Kapazitäten, Vortags- und Echtzeitmärkte wie Prognosemärkte fest VS. NN
CACM-Regeln (Capacity Calculation  /AWP S. 6) vs. NN bzw. VO EK 2015-1222

 

  • 37. THE CACM REGULATION (AWP S. 10) VS NN – (VO EK 2015-1222 Netzkodex Leitlinie für Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement.pdf S. 1): … b) eine Analyse der Frage, ob die auf den Märkten für langfristige Kapazität angebotenen Produkte oder Produktkombinationen effizient sind. In diesem Zusammenhang werden mindestens folgende Indikatoren bewertet: i) Handelshorizont; ii) Differenz zwischen Kauf- und Verkauf- Angebotspreis; iii) gehandeltes Volumen im Verhältnis zum physikalischen Verbrauch; iv) Offene Positionen im Verhältnis zum physikalischen Verbrauch;)
  • und –
  • Zu diesem Zweck sollten sie ein gemeinsames Netzmodell bilden, das für jede Stunde Schätzungen zu Stromerzeugung, Last und Netzstatus einschließt. Die verfügbare Kapazität sollte in der Regel anhand der sogenannten lastflussbasierten Berechnungsmethode berechnet werden, d. h. einer Methode, bei der berücksichtigt wird, dass Strom über verschiedene Pfade fließen kann, und bei der die verfügbare Kapazität in stark voneinander abhängigen Netzen optimiert wird.

 

  • Einschub: An der Stelle ist es wichtig, auf einige auch im Inland geltende Verordnungen der EU hinzuweisen, in denen sehr wohl sehr bestimmte Vorbedingungen geschaffen werden, deren Wirkung die BNetzA im Gegensatz zu Ihrer großen Schwester ENTSO-E in ihrem Report nicht erläutert oder benennt:

 

  • 37.1 VO EK 2016-1719 Netzkodex Leitlinie für langfristige Kapazitätsvergabe.pdf

 

  • 37.2. Berechnung langfristiger Kapazität für den Year-Ahead- und für den Month-Ahead-Marktzeitbereich
  • 37.3. Der lastflussgestützte Ansatz könnte angewandt werden, wenn die zonenübergreifenden Kapazitäten zwischen Gebotszonen in hohem Maße voneinander abhängig sind und der Ansatz unter dem Gesichtspunkt der wirtschaftlichen Effizienz gerechtfertigt ist.
  • 37.4. In dieser Verordnung werden detaillierte Bestimmungen für die Vergabe zonenübergreifender Kapazität auf den Märkten für langfristige Kapazität … festgelegt.
  • 37.5. Diese Verordnung gilt für alle Übertragungsnetze und Verbindungsleitungen in der Union
  • 37.6. In Mitgliedstaaten mit mehr als einem ÜNB gilt diese Verordnung für alle ÜNB innerhalb dieses Mitgliedstaats
  • 37.7. Zeitbereiche für die Kapazitätsberechnung Alle ÜNB in jeder Kapazitätsberechnungsregion sorgen dafür, dass die langfristige zonenübergreifende Kapazität für jede Vergabe langfristiger Kapazität und mindestens für Jahres- und Monatszeitbereiche berechnet wird.
  • 37.8. Für die gemeinsame Kapazitätsberechnungsmethode wird entweder ein Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität oder ein lastflussgestützter Ansatz verwendet.
  • 37.9. Die Übertragungsnetzbetreiber schlagen daher erstmalig vor, die Jahreshöchstlast mit Hilfe des Bottom-Up-Simulationsmodells eLOAD zu ermitteln (FORECAST / Fraunhofer ISI / S. 108).

 

  • 37.10. Partielle Dekomposition: Bei der „partiellen Dekomposition“ wird die historische Lastkurve in ihre Bestandteile, also in die Lastverläufe der einzelnen Anwendungen zerlegt….
  • 37.11. Zur Durchführung der partiellen Dekomposition steht den Übertragungsnetzbetreibern eine umfangreiche Datenbank mit über 600 Lastprofilen aus Feldstudien, Gebäudesimulationen und internen Daten aus Industrieprojekten zur Verfügung. (ISI S. 108)

 

 

  • 38. ‘Genauigkeitsprognose auf mittlere Sicht’ (MAF),… Die vom AMF genutzte Methodologie besteht in der ersten pan-europäischen Bewertung der Systemadäquanz, die marktbasierte Techniken zur Modellierung der Probabilität nutzt VS. NN
  • 39. Um die gesamte Komplexität zur Passgenauigkeit In Stromsystemen abzubilden, müssen durch die ÜNB weitere Daten bereit gestellt werden VS. NN (§12f)
  • 40. 1. Advisory Council Meeting 2015.pdf, (S. 4)
  • Die fünf wesentlichen Themen bestehen aus: Erfüllung auf gesetzlicher Grundlage; verstärktes Engagement der Interessenvertreter und größere Transparenz; proaktive Beitragseingabe zur Politik und Gesetzesinitiativen; Kooperation der Händler und ÜB
    ÜNB-VNB; und regionale Zusammenarbeit.

 

  • Gewährleistung von Diskussionszentren rund um die ÜNB-VNB Kooperation (die keinesfalls andere Akteure ausschließen oder Lösungen ohne ausreichende Einbeziehung der Interessenvertreter verbindlich vorgeben darf)
  • Das Advisory Council hat die Frage aufgeworfen, ob ÜNBs erlaubt sein sollte, technische Anlagen (wie Speicher) zu besitzen und zu betreiben. Die Ausgangsannahme besteht darin, dass Assets, die im Strommarkt genutzt werden, auch von Marktteilnehmern besessen und betrieben werden müssen … faktische Verwendbarkeit … unterstreicht, das Regularien ÜNB nicht daran hindern dürfen, solche Assets zu besitzen und zu betreiben

 

3rd Advisory Council Storage Assets Role of TSOs.pdf, S. 1; How are these scenarios developed?
  • 41.Generell beruhen Szenarien auf einer Erzählungslinie, Annahmen, Datensammlungen, Qualitätschecks, pan-europäischen Methodologien, und finalen Marktsimulationen um den Energieaufwand zu quantifizieren.
  • 42. Der Abgleich zwischen installierter Erzeugung and Nachfrage kann wertvoll sein.
  • 43. Einerseits erlauben reine Energiemodelle (wie das PRIMES Modell in den Trendbeschreibungen der EU-Kommission) eine Prognose, die auf einer Optimierung aller Energiekomponenten beruht, also nicht nur allein Elektrizität, sondern auch Gas und Öl, da ja alle miteinander verknüpft sind und interagieren.
  • 44. Andererseits beruhen strombasierte Modelle (wie die von ENTSO-E in diesem Bericht genutzten) auf Strommarktsimulationen, die sich zur Berechnung auf ganzjährige Lastprofile im Stundenbereich und Klimadaten ebenso stützen, wie auf technische Netzbeschränkungen.
  • 45. Strombasierte Modelle erlauben zonenbezogene Preisdifferenzen, RES Vergeudung, staatliche Bilanzen, etc. zu bewerten … und sie bilden den Schlüssel zu Methodologien, die die Brücke von Bottom-Up Szenarien to top-down Szenarien schlagen.
  • 46. Unter-Verteilstationen werden Batteriesysteme enthalten. Diese Batterien werden mittels Kontrollausrüstung in den Stationen genutzt, um die Stromversorgung zu sichern. Solche Batterien werden als Teil der Unterverteilstationen angenommen, die wiederum ein zentrales Element des Netzes darstellen. Aus diesem Grund fallen solche Batterien unter Kategorie 2, Netz Assets.
  • 47. Mitglieder des AC heißen verbraucherzentrierten Ansatz des ENTSO-E-Berichts 2017 willkommen.

 

  • 4.0 Werkzeuge / Tools

 

  • 1. Richtlinie (EU) Nr. 347/2013 bestimmt, dass die PCIs aus der TYNDP Liste für Verschiebungs- und Speicherprojekte ausgewählt werde. ( EU RL 347/2013 S. 40) VS Flexibilitätsoptionen und Speicher: Szenariorahmen 2017-2030 enthält erstmalig zusätzliche verschiedene Flexibilitätsoptionen. Hierzu zählen im Wesentlichen dezentrale und zentrale Speicher, das Lastmanagement klassischer und neuer Stromanwendungen sowie die (zeitliche) Entkopplung der Strom-und Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen (SRE S. 88).

 

 

  • 1.1 Referenzwerte für das Jahr 2015
  • Zur Ermittlung des Referenzwertes der Jahreshöchstlast des Jahres 2015 kann auf Daten der Übertragungsnetzbetreiber zurückgegriffen werden, die die Jahreshöchstlast in dem Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2015 nach § 12 Abs. 4 und Abs. 5 EnWG mit Stand vom 30.09.2015 (nachfolgend: Leistungsbilanzbericht 2015) dargestellt haben. Der Leistungsbilanzbericht 2015 beinhaltet sowohl eine Statistik der von den Übertragungsnetzbetreibern ausgewerteten Daten des Jahres 2014 als auch eine Prognose für das Jahr 2015. Da die abschließende Statistik der Übertragungsnetzbetreiber für das Jahr 2015 erst im kommenden Leistungsbilanzbericht 2016 zu erwarten ist, bezieht sich die Bundesnetzagentur zur Ermittlung des Referenzwertes 2015 auf den Prognosewert der Übertragungsnetzbetreiber aus dem aktuellen Leistungsbilanzbericht 2015. (Willkommen in der Filterblase für klandestinen Nepotismus, Vetternwirtschaft und Haltungsinzest)
  • Im Leistungsbilanzbericht 2015 erläutern die Übertragungsnetzbetreiber, warum eine genaue Messung der Netzebenen übergreifenden Jahreshöchstlast technisch nicht möglich ist: Bei einer Vielzahl von Verbrauchern erfolgt keine Leistungsmessung der Stromentnahme, die für eine Bestimmung der Jahreshöchstlast erforderlich wäre. Viele Verbraucher aber auch Erzeuger wie z.B. Photovoltaikanlagen verfügen nur über eine Messmöglichkeit der dem Netz entnommenen bzw. der in das Netz eingespeisten elektrischen Arbeit. (Welche Voreingenommenheit!) Weiterhin stünden auch Daten zur Einspeisungen innerhalb von Industrienetzen, geschlossenen Verteilnetzen und dem Netz der Deutschen Bahn nicht zur Verfügung, womit ein nicht zu vernachlässigender Teil der Verbraucher nicht erfasst werde. (Na und? Selbst wenn sie getrennt sind spielt das keine Rolle, da an den Übergabepunkten gemessen werden kann – und wird). Die Jahreshöchstlast könne daher nicht über die Verbrauchsseite ermittelt werden. Da jedoch im Stromnetz der Verbrauch und die Erzeugung zu jeder Zeit gleich groß sein muss, werde die Jahreshöchstlast im Leistungsbilanzbericht 2015 indirekt über die Einspeisung auf der Erzeugerseite hergeleitet.

Einspruch: Offenkundig eine auf den ersten Blick plausible Methode, die aber – vor allem in Netzen die durch gigantische zentrale Erzeugungseinheiten gespeist werden – völlig übersieht, welches Potential zur Spitzenkappung und zeitlichen Lastverlagerung in den unteren Spannungsniveaus liegt. Kalkulieren wir mal  40 Millionen Haushalte in Germanien mit einer durchschnittlichen Leistungsabnahme von 1,2 KW und einzelnen Spitzen von 4 KW am späten Nachmittag zwischen 17:00 und 19:00 Uhr (oder auch 2 KW morgens zwischen 7:00 und 9:00 Uhr). Das bedeutet eine Spitzennachfrage von 160.000.000 KWh in je einer Stunde. Wofür 160 GW Spitze im gesamten Netz nötig sind. Nur für die privaten Haushalte. „Auf Wiedersehen und gute Reise“ für jegliche Plausibilität, wenn deutsche ÜNB eine notwendige Jahreshöchstlast von 84 GW identifizieren, Für das gesamte Netz! Nehmen wir nun an diese Haushalte installieren alle eine 5 KWh Li-Ion Speicherbatterie, die eine Spitzenleistung von 10 kW liefert, um diese morgendlichen und abendlichen Spitzen auszugleichen, während der Akku gemächlich per Brennstoffzelle oder privater PV aufgeladen wird oder gar vom eigenen Elektroauto aus, sobald man damit von der Arbeit zurück ist, wo es durch z. B. eine öffentliche PV auf dem Firmenparkplatz aufgeladen wurde und der bi-direktional arbeitsfähige Wagen ist über Nacht mit dem Haus verbunden. Dort liegt der Schlüssel zu mehr Flexibilität. Nicht in immer dickeren Kabeln oder einer kompletten Verspinnwebung der Landschaft. 

  • Den Übertragungsnetzbetreibern seien sowohl die Einspeisungen in Industrienetze, innerhalb geschlossener Verteilnetze sowie jene in das Netz der Deutschen Bahn bekannt. (das nebenbei bemerkt endlich wieder als Gemeinschaftseigentum aller Bürger klassifiziert werden muss, an statt als Asset einer privaten Kapitalgesellschaft). Dazu erfassten die Übertragungsnetzbetreiber den Leistungsfluss an den Übergabestellen zwischen Übertragungs-und Verteilernetz sowie an die an das Übertragungsnetz angeschlossenen Endverbraucher. Im Gegensatz zu den Vorjahren lägen den Übertragungsnetzbetreibern auch qualitativ hochwertige Daten zur Einspeisung von erneuerbaren und konventionellen Erzeugern in das Verteilernetz vor, die ihnen im Rahmen des Prozesses „Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom“ (MaBiS) zur Verfügung gestellt worden seien. Auf diese Weise könnten Energieausgleichprozesse auf Verteilernetzebene, die bisher aus Perspektive des Übertragungsnetzbetreibers nicht ersichtlich waren, berücksichtigt und die Einspeisung entsprechend bilanziert werden. Die Übertragungsnetzbetreiber gehen davon aus, dass 97% der gesamten Einspeisung (in das Verteiler-und das Übertragungsnetz) im Rahmen ihrer Erhebungen zum Leistungsbilanzbericht 2015 abgedeckt würden.

 

Auf Grund der im Vergleich zu den Vorjahren verbesserten Erfassung der Einspeisung von 97% erachtet die Bundesnetzagentur es erstmals für angemessen eine Hochrechnung auf die Grundgesamtheit vorzunehmen. Die Übertragungsnetzbetreiber weisen für die statistisch erhobene Jahreshöchstlast des Jahres 2014 einen Wert von 81,8 GW aus, welcher im Leistungsbilanzbericht 2015 auch als Prognose für das Jahr 2015 angenommen wird. Wird dieser um die fehlende Einspeiseabdeckung von 3% nach oben korrigiert, ergibt sich für die Jahreshöchstlast 84,4 GW.

 

 

  • 2. Stromnetzwerke, die beide, ÜNBB und VNB umfassen, belegen eine Schlüsselposition ((AWP. S. 4) VS. NN (Bestehende Strukturen auf Staatsebene werden im SER nicht erwähnt, keine Transparenz)
  • 3. Common Grid Model – Grundsätzliches Netzmodell (AWP. S. 2, 4, 5, 7, 9, 12, 22, 23, 24, 27) VS. NN
  • 4. Inkraftsetzung von Netzwerkverordnungen, (AWP S. 4, 5, 12 ff / neue Regeln) VS. NN
  • 5. Überarbeitung der Gebotszonen (AWP S. 7, 8, VS. NN
  • 6. Inkraftsetzung dieser „Codes“ bedeutet, sie sind gültiges Recht der EU (AWP S 4, 5, 12), VS. NN bzw. Bezugnahme auf Bundesgesetze: Bei der Ermittlung der Szenarien ist grundsätzlich von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen, da die Entwicklung der gesetzlichen Grundlagen bis 2030 bzw. 2035 ebenso wenig vorhersehbar ist wie die Entwicklung der Marktpreise oder die Verbreitung neuer Technologien (SRE S. 73)
  • 7. Komitee der Interessenvertreter des Marktes 2015 (AWP S. 8) VS NN
  • 8. Komitee der Interessenvertreter der Netzeigentümer (AWP S. 9) 2016 VS NN
  • 9. Komitee der Interessenvertreter der Netzbetreiber 2017 (AWP S. 9) VS NN
  • 10. Gruppe der Bilanzkreisvertreter (AWP S. 9) VS NN
  • 11. Workshops beziehen Interessenvertreter ein … Planung öffentlicher Workshops und Konsultationen 2018 (AWP s. 9) VS NN bzw. „öffentliche Konsultation“
  • 12. Ein umfassendes Verzeichnis der Verknüpfungs- und Umsetzungsrichtlinien, das alle verfügbaren europäischen und staatlichen Dokumente und Zeitverläufe in allen europäischen Ländern und Regionen zusammenfasst in all European countries und so zugänglich macht (AWP S. 9) VS. NN
  • 13. 2017 Aktualisierte Vorschläge zu den Vorschlägen zu den Methodologien zur Kalkulation geplanter Transaktionen (AWP S. 10) VS NN (weiter so oder Alibierweiterungen pro Forma)
  • 14. FCA … Etablierung und Bewerbung prognostizierender Märkte (AWP S. 11) VS NN (statisches Marktverständnis mit einzelnen Aufschlägen für Emobility und Wärmepumpen. Überhaupt nicht auf dem Schirm: P2G)
  • 15. ENTSO-E hat ein initiierendes Set von 18 unverbindlichen IGDs erstellt (Leitliniendokumente zur Einführung), die die Effekte spezifischer Technologien herausheben (AWP S. 14) VS NN (nur Pauschalannahmen ohne Grundlage, keine konkreten Ansätze)
  • 16. Aufforderung an die Interessenvertreter ‘erstellen Sie Ihre eigenen 2030er und 2040er Szenarien’ VS NN (Beauftragung der BNetzA durch Regierung/Parlament. Hier bleibt dem Bürger als Endverbraucher nur der Versuch der normativen Kraft des Faktischen).
  • 17. pan-europäische Berichte zu Systemnotwendigkeiten (AWP S. 17) VS NN
  • 18. Notwendigkeit innovativer Lösungen (AWP S. 20) VS NN (keine Experimente)
  • 19. Automatisierung der Unterverteilstationen (AWP S. 20) VS NN (nur RONT – nicht automatisch – als einziges Mittel)
  • 20. standardisierte Analyse lokaler Zustände, (AWP S. 20) VS NN (keine ständige Messung möglich – was nichts als Täuschung der Öffentlichkeit ist, Es geht unter dem Vorwand „Datenschutz“ nach 12f EnWG, indem alle Daten a priori erst mal als Geschäftsgeheimnisse deklariert werden, nur um die Bewahrung profitträchtiger Privatbereiche mittels Herrschaftswissen In Wahrheit wird alles gemessen)
  • 21. dynamic line rating (AWP S. 20) VS. NN http://lindsey-usa.com/dynamic-line-rating/

 

  • 22. Elektrizitätsnetze müssen Synergien mit anderen Energienetzwerken erzeugen (AWP S. 20) VS “Sektorenkopplung”, wobei der ENTSO-E-Ansatz deutlich über bloße Sektorenkopplung hinausgeht (Telekommunikation, Gas, Wärme Wasser, P2G, Datenmanagement)
  • 23. Wandel hin zu nachhaltigem Transport (AWP S. 20) VS NN
  • 24. ENTSO-E wird … einen Bericht für extreme Szenarien für das Energiesystem von 2030 entwickeln (AWP S. 21) VS „Bei der Ermittlung der Szenarien ist grundsätzlich von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen, da die Entwicklung der gesetzlichen Grundlagen bis 2030 bzw. 2035 ebenso wenig vorhersehbar ist wie die Entwicklung der Marktpreise oder die Verbreitung neuer Technologien“ (SRE S. 73)
  • 25. … wird zudem eine Bewertung verschiedener Flexibilitätslösungen zur Bewältigung der Notwendigkeiten im Stromnetz entwickeln (AWP S. 21) VS „dass die Übertragungsnetzbetreiber in der Netzentwicklungsplanung 2025 eine Spitzenkappung in allen Szenarien verbindlich zu berücksichtigen hatten. Dies geschah vor dem Hintergrund der zum Zeitpunkt der Genehmigung klar und eindeutig erkennbaren Absicht der Bundesregierung (Koalitionsvertrag, Grünbuch des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie), die Spitzenkappung zukünftig gesetzlich zu verankern“, (S. 76) v „Die Betreiber von Übertragungsnetzen müssen im Rahmen der Erstellung des Netzentwicklungsplans die Regelungen zur Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 bei der Netzplanung anwenden.“ (SRE S.77).
  • 26. Verbraucher als aktive Marktteilnehmer (auch BEUC): Die ÜNB-VNB Plattform (AWP S. 21) VS NN (Stakeholder = ÜNB, VNB, Verbände, aber kein Verbraucherverband)
  • 27. ÜNB und VNB kooperieren aufs Engste … entwickeln ein allgemeines Verständnis der Herausforderungen und Notwendigkeiten aus Sicht eines Systembetreibers und neutralen Marktunterstützers (AWP S. 21) VS NN
  • 28. ENTSO-E hat ebenso das Mandat kurzfristige, saisonale Berichte zur Vorschau zwei Mal pro Jahr zu veröffentlichen, die den nächsten Sommer und Winter umfassen, jeweils zum 1. Juni und 1. Dezember (AWP S: 23) VS NN
  • 29. Wechsel von der augenblicklich weitgehend vorherbestimmenden Herangehensweise zu eine auf Wahrscheinlichkeiten beruhenden auf Stundenanalyse (AWP S. 23) VS. Ermittlung der Szenarien ist grundsätzlich von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen, (SRE S. 73), wobei dazu mittlerweile ein Widerspruch besteht: Die Übertragungsnetzbetreiber schlagen daher erstmalig vor, die Jahreshöchstlast mit Hilfe des Bottom-Up-Simulationsmodells eLOAD zu ermitteln (ISI S. 108)
  • 30. Adäquanzprüfung eine Woche vorab … eine der Aufgaben der RSCs (AWP S. 21) vs. NN
  • 31. Unterstützt durch blockchain-technology (AWP S. 24) VS NN https://de.wikipedia.org/wiki/Blockchain
  • 32. ÜNB planen den Netzbetrieb von ein Jahr im Voraus bis zu einer Stunde vor Echtzeit; dies ist das letzte Zeitfenster, in dem Marktakteure ihre Platzierungen im Tagesgeschäft nachjustieren können. Entscheidungen, die für die Sicherstellung der tatsächlichen Bereitstellung notwendig sind werden durch ÜNB Stunden zuvor getroffen, wobei die bestmögliche Vorhersage für die jeweilige Situation nach den letzten Intraday Transaktion eingerechnet wird. Für die akute operative Planung nutzen ÜNB computergestützte Modelle des Stromsystems um dessen Verhalten in Abhängigkeit von den verschiedenen Flüssen und Elementen der Infrastruktur zu simulieren. Zusätzlich dienen Netzmodelle als Instrumente für die Sicherheitsanalyse, die Kapazitätskalkulation, und die Adäquanzbewertung VS NN kein derartiger Bezug im SRE erkennbar oder reichlich unklar
  • 33. Das CGM wird durch drei der Netzwerkverordnungen legitimiert: Die Systembetriebsrichtline, die CACM Regulierung und die FCA Regulierung VS NN (Ableitung aus EnWG und Auftrag der Regierung / Parlament)
  • 34. Zwei Methodologien: Die CGM Methodologie, und die Vorsorgemethodologie für Erzeugung und Leistung (AWP S. 25) VS NN (keine Öffnung der Methodologie, keine Alternativen)
  • 35. ATOM: Das Netzwerk alle ÜNB für den Datenaustausch betreffend alle außerhalb der Echtzeit erfassten Daten der Betriebsführung und der Marktereignisse (ATOM / AWP S. 25) VS NN (keine formelle Entsprechung = keine Transparenz)
  • 36. Die zentrale Verknüpfung der ÜNB umfasst vier ÜNB: RTE (France), Swissgrid (Switzerland), Amprion (Germanien) und APG (Austria). Weitere ÜNB werden dann an einen dieser vier ÜNB geknüpft, bis zu einem Maximum von zwei Verknüpfungen entfernt vom zentralen ÜNB VS. NN
  • 37. Durch einen freien Zugang für alle zu allen Informationen, ermöglicht dies eine nivellierende Ebene auf der die Marktteilnehmer bessere Analysen und Entscheidungen treffen können. (AWP S. 26) VS NN
  • 38. Wir werden die Transparenzplattform von ihrem gegenwärtigen Umfang zu einem marktdienlichen Werkzeug ausbauen (AWP S. 26) VS NN
  • 39. Aktivitäten zur Standardisierung (AWP S. 26) VS NN
  • 40. ENTSO-E’S ADVISORY COUNCIL (AWP S. 27) VS. NN
  • 41. PUBLIC CONSULTATIONS (AWP S. 27) VS “öffentliche Konsultationen”, (besser gesagt: “öffentliche Belehrungen”)
  • 42. 3rd_Advisory Council Protokollentwurf.pdf (3rd ACP S. 4): Mitglieder weisen darauf hin, dass ein dezentralisiertes System und die enge Anbindung der Endverbraucher der Schlüssel zu Erkenntnis und Verständnis sind, wenn über zukünftige Steuerung und Entwicklung der Netzwerkverordnung gesprochen wird VS NN
  • 43.1 Dezentralisiertes System und Verknüpfung mit dem Endverbraucher (S. 4, 3rd ACP) VS Die Bundesnetzagentur hat bereits in der letztmaligen Genehmigung des Szenariorahmens die in mehreren Studien angeblich propagierte Aussage des Vorzugs der ausschließlichen dezentralen Energieerzeugung widerlegt (siehe SRE 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 74). Die Studie „Wirkungen beschränkten Ausbaus des Übertragungsnetzes in Germanien in der Perspektive für 2030“ von ECOFYS untersuchte lediglich eine Regionalisierung des Ausbaus von EE-Anlagen vor dem Hintergrund eines verzögerten Netzausbaus bzw. keines Netzausbaus. .). (Die Beauftragten hätten den Artikel “Leaked DOE study draft_U.S.” lessen sollen: https://pv-magazine-usa.com/2017/07/17/leaked-doe-study-draft-u-s-grids-are-getting-more-reliable-not-less/) Zentraler Untersuchungsgegenstand der Studie „Kostenoptimaler Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland“ von den Gutachtern von consentec sowie Fraunhofer IWES war die Frage, an welchen Standorten in Zukunft Erneuerbare Energien ausgebaut werden sollten, um die Gesamtkosten der Stromversorgung zu minimieren.

 

  • Erstaunlich, dass diese Frage nie gestellt wird, wenn es um die Weihnachtswunschlisten großer Energiekonzerne geht. Niemand argumentiert über die Total Life Cycle Costs neuer Leitungen inklusive der Nutzungsgebühren von Grundbesitzern.

 

  • Demnach hätte eine verbrauchsnahe Erzeugung einen nennenswerten Effekt auf den Netzausbaubedarf nur dann, wenn auch konventionelle Kraftwerke verbrauchsnah verortet wären oder auf Netzstabilität sichernde Maßnahmen verzichtet würde.

 

  • Es ist überaus befremdlich, wie das eine Fraunhofer Institut zu genau den Schlussfolgerungen gelangt, die ein anderes verwirft. Noch befremdlicher werden diese kühnen Thesen, wenn man in Betracht zieht, dass die überall installierten Reservekapazitäten nahezu vollständig auf kleinen, dezentralen Einheiten mit ein paar MW Leistung aufgebaut sind.

 

  • Ferner erfordere eine verbrauchsnahe Erzeugung eine gezielte politische Steuerung der Standortentscheidung von Kraftwerkbetreibern, die dem gegenwärtig auf Marktsignalen basierten Ansatz diametral entgegensteht. (SRE S. 97)

 

  • Das Argument ist nicht schlüssig. Jede einzelne Standortfestlegung – für jedes zentrale Großkraftwerk – in Germanien wurde durch die Politik getroffen – vielleicht, aber nicht notwendigerweise auf Drängen der Betreiber, die sich dafür im Grunde überhaupt nicht interessieren, als ausreichend Subventionen von der Melkkuh kommen. Beim transparenten Blick – nicht nur auf die jüngsten Kraftwerke -, wurde nicht ein einziges ohne massive Subventionen, meistens zwar indirekt, dennoch zweifellos höchst effektiv für die betriebswirtschaftliche Rentabilität. Siehe F&E-Mittel für Das G&D Turbinenkraftwerk in Irsching.
  • Maßstäbe / Benchmarks

 

  • 1. In einem gut integrierten Elektrizitätsbinnenmarkt, ist das Netz ökonomisch solide so dimensioniert, dass die Belastung jedes Netzelements unter 50% der technischen Nennkapazität liegt (TYNDP 2016 exec. S. 19) VS NN
  • 2. Eine Schlüsselanforderung besteht darin die möglichst komplette Information über Übertragungsprojekte verfügbar zu machen (TYNDP 2016 exec. S. 29) VS NN (BNetzA Newsletter)
  • 3. Was wir heute annehmen setzt den Rahmen in dem die Zukunft analysiert wird. (TYNDP 2016 exec. S. 36) VS NN (diese zur Achtsamkeit mahnende Sicht wird im SRE nicht angesprochen)
  • 4. Steigerung gesellschaftlicher Wohlfahrt (TYNDP 2016 exec. S. 41) vs. NN
  • 5. Projektträger, Regulierer und Politikschaffende müssen hinreichend viel von Technologien und deren Verfügbarkeit verstehen (TYNDP 2016 exec. S. 43) VS NN (kaum bis gar kein fachliches Know-how gefordert, bei der BnetzA z. B: sind die Bestimmer durch die Bank Juristen eine Naturwissenschaftler oder Techniker)
  • 6. Relation zwischen Kapazität und gesellschaftlicher Wohlfahrt (TYNDP 2016 exec. S. 49 ff) VS NN (komplettes Nichts)
  • 7. Der Endverbraucher gehört in den Mittelpunkt (AWP S. 4) VS NN
  • 8. Die Erzeugung wächst zunehmend dezentral und variabel (AWP S. 4) VS …weniger die Dezentralität als vielmehr die lastnahe, dezentrale Erzeugung. Diese steht aber zum einen in einem natürlichen und damit auch ökonomischen Konflikt zur Ertragskraft der Standorte. Zum anderen ist es mehr als zweifelhaft, ob eine Beschränkung auf verbrauchsnahe oder auch nur stärkere Anreizung verbrauchsnäherer erneuerbarer Erzeugung mit den Zielen einer sicheren, zuverlässigen und preiswerten Versorgung vereinbar wäre …bislang fehlender Speichertechnologien, die geeignet sind (SRE S. 97).

 

  • In der Tat gibt es bei niemandem an den Hebeln irgendein Schamgefühl dabei, alle eindeutigen Notwendigkeiten des Energiewandels – egal ob sich diese auf Klimakatastrophenszenarien oder klare, nachvollziehbare volkswirtschaftliche Nachhaltigkeitsberechnungen für künftige Generationen stützen – in ein stockkonservatives und auf Erhalt des Status Quo zielendes Schema umzustricken. Und das nur, um Parteispenden und politische Unterstützung aus den Wirtschafteliten zu erhalten.
  • 9. Wobei strikte Neutralität beachtet und Enthaltung aus dem Markt geübt wird (AWP S: 4) VS die klare Bevorzugung einzelner, genau bestimmbarer Marktteilnehmer oder teilnehmender Gruppen durch die klandestine Rückkopplung zwischen Regierung / Verbänden / BNetzA / ÜBN und Stromerzeugern. Schweigen erzeugt Gold!

 

 

  • Methodologie / Methodology

 

  • 1. FORECAST / ELOAD: Fraunhofer ISI VS NN

 

 

  • Annahmen / Assumptions

 

  • 1. vs. Dezentralität = „verbrauchsnahe Erzeugung (VDE)-Ansatz. BNetzA: … einem natürlichen und damit auch ökonomischen Konflikt zur Ertragskraft der Standorte … anderen ist es mehr als zweifelhaft, ob eine Beschränkung auf verbrauchsnahe oder auch nur stärkere Anreizung verbrauchsnäherer erneuerbarer Erzeugung mit den Zielen einer sicheren, zuverlässigen und preiswerten Versorgung vereinbar wäre. (SRE S. 96)
  • 2. ENTSO-E sagt umfangreichere, volatilere Stromflüsse über weitere Distanzen quer durch Europa vorher, vorwiegend Nord-Süd (AWP S. 12) VS. NN
  • 3. Der Großteil des Investitionsbedarfs in Übertragung hängt mit der Entwicklung der RES-Integration zusammen (AWP S. 12) VS …bislang fehlender Speichertechnologien, die geeignet sind (SRE S. 97) …

 

  • Vorteile / Benefits

 

  • 1. signifikante, positive Wirkung auf Europas gesellschaftliche Wohlfahrt (TYNDP 2016 exec.S. 12) VS NN
  • 2. Europa kann von zusätzlichen, günstigen, Erzeugungsüberschüssen profitieren (TYNDP 2016 exec. S. 16) VS NN

 

 

  • 3. Beim Blick auf die internen Grenzen in der BRD, zeigt die Analyse des TYNDP 2016, das Verstärkungsmaßnehmens an diesen gewaltige europäische Vorteile erbringen (TYNDP 2016 exec. S. 16) VS NN: Zur näheren Erläuterung an dieser Stelle: Vgl. Abbildung S. 63 in Kapitel 1.12.6 und 1.12.8 TYNDP 2016, sowie Text:

 

 

 

The planned or already realized powerlines (purple and red colored) crossing Germany North-South in BnetzA Scenario Reports are expressively justified as necessary for Bavarian supply, assuming and pretending an energy poverty in Bavaria after shut down of nuclear power plants. They are not mentioned for European trade or supply. The point is, that BnetzA cannot prove necessity in a correct way for internal German supply. They just pretend it. Sorry, but we urgently need people, who know what they are doing. See following lines.

Die geplanten oder bereits gebauten Stromtrassen (violett und rot) in Nord-Süd-Richtung quer durch Germanien in den Szenario-Rahmen-Entwürfen der BnetzA werden ausdrücklich mit der Versorgung Bayerns begründet, wobei eine bevorstehende Energiearmut in Bayern nach der Abschaltung der letzten Atomkraftwerke unterstellt und vorgeschoben wird. Ihre Notwendigkeit wird nie mit dem Export nach Norditalien begründet. Der jedoch wird von der europäischen Ebene klar dargestellt. Das pikante daran ist, dass die BnetzA den behaupteten bedarf in keiner Simulation korrekt nachweisen kann. Dieser wird lediglich behauptet. Verlangt man die verwendeten Prognosedaten zur rechnerischen Überprüfung, bekommt man diese auf Grund der geltenden Rechtslage nicht (§12 f EnWG).

Es tut mir sehr leid. Aber wir brauchen an der Stell dringend Leute, die wissen, was sie tun. Siehe die folgenden Zeilen, entnommen aus dem TYNDP 2016::

 

 

  • „Die hauptsächlichen Treiber hinter der Entwicklung für die Übertragungskapazität an der norditalienischen Grenze betreffen die Ausbeutung neuartiger Erzeugung, hauptsächlich derer in Norddeutschland und Frankreich (Wind) und in Süditalien (Wind und PV). Die Interkonnektivitätsprojekte, die an diesen Grenzen geplant sind, werden weiteren Stromaustausch ermöglichen und dergestalt die Integration von RES und zusätzliche Pumpspeicherkapazität in den Alpen ermöglichen. Erstellt man die Bilanz zwischen Zugewinn an gesellschaftlicher Wohlfahrt und Kosten von Infrastrukturinvestitionen für wachsende Volumina an Interkonnektivität, dann liegt das optimal Niveau an Interkonnektivität bei 13,5 GW. Eben das, was das TYNDP Portfolio durch mittel- und langfristige Projekte bereitzustellen beabsichtigt.“

 

  • 4. eine positive Wirkung auf die Umwelt (TYNDP 2016 exec. S. 27) VS UN-Klimakonferenz in Paris 2015 (COP 21) im Übereinkommen von Paris“ ausgehandelte Begrenzung des Temperaturanstiegs findet in diesem Szenariorahmen noch keine Berücksichtigung. (SRE S. 75)

 

 

  • Nachteile / Disadvantages

 

  • 1. Finanzielle Mittel von 1.5-2 €/MWh auf den Stromverbrauch TYNDP 2016 exec. (S. 12) VS. NN

 

  • Motive / Motives // Aufgaben / Tasks

 

  • 1 wären sie implementiert worden, … hätten die Netzwerkverordnungen seit 2006 dazu beigetragen 15 Million Emissionen und M€ 300 – 500 ökonomische Verluste zu unterbinden … (TYNDP 2016 exec. S. 8) VS NN
  • 2. Die im TYNDP geschilderten Infrastrukturprojekte nehmen eine Schlüsselstellung dabei ein, die Klima- und Energiepolitischen Zielsetzungen der EU bei der Dekarbonisierung, der Wettbewerbsfähigkeit und Versorgungssicherheit zu erreichen (TYNDP 2016 exec. S. 17) VS NN
  • 3. Eine von den Verbrauchern angetriebene Energierevolution (3rd ACP S. 4) VS NN (Betrachtung als Hoheitsaufgabe)
  • 4. Beispielgebende Lösungen wie physikalische und Marktflüsse in Übereinstimmung geplant, wie „Verstopfungen“ in Simulationen und in Echtzeit gelöst werden können (3rd ACP, S. 4) VS NN (ENTSO-E spricht nirgends von Netzüberlastungen)

 

  • Definitionen / Definitions // Rollen / Roles
  • 1 Interessenvertreter = Marktteilnehmer, VNB, ÜNB und Regulierer (TYNDP 2016 exec. S. 6) VS BnetzA & ÜNB (Nicht ACER)
  • 2. ENTSO-E koordiniert die Innovationsaktivitäten der ÜNB um sicher zu stellen, dass das zukünftige Netz den Herausforderungen gerecht wird (TYNDP 2016 exec. S. 20) VS NN (BNetzA ist Vermittler, besser gesagt, aus dem politischen Gestaltungsprozess outgesourcte, eigenständige Behörde)

 

  • Quellen / Sources

 

  • 1. Approval of SRE 2016 = SRE 2017 – 2030 (Genehmigung)
  • 2. TYNDP 2016 Scenario Development Report
  • 3. TYNDP draft 2018
  • 4. First Advisory Council minutes (protocol)
  • 5. Third Advisory Council minutes (protocol)
  • 6. EC-Regulations/guidelines 2015/1222; 2016/1388; 2016/1477; 2016/1719; 2017/1485;
  • Fraunhofer ISI (NETZENTWICKLUNGSPLAN STROM 2016)

 

  • Anmerkungen / Remarks

 

  • Eine Frage, die bisher nicht gestellt wurde, wirft der TYNDP auf: AC members note that basic principles that should govern the distribution of roles to find the best solution from a society point of view: storage is not counted as a grid asset and should be freely provided by any market party; TSOs should not participate in this market; they should aim to minimize system costs and to use optimally services without interfering with the market. Auf der staatlichen Ebene in der BRD wird diese Frage naturgemäß gar nicht erst gestellt, da Speicher nach wie vor stiefmütterlich behandelt werden.

 

Die Liberalisierung hat eine strikte operative Trennung von Erzeugung, Transport, Handel und Messung von Strom mit sich gebracht. Wie sollen nun technische Anlagen eingestuft werden: Nach ihrer Funktion oder nach ihrer Existenz innerhalb der Wirtschaftsbilanz eines bestimmten Marktdienstleisters? Ist ein Speicher ein Asset des Netzes oder der Erzeugung? Die Frage ist, so banal sie erscheint, enorm kritisch, da es für den Netzbetrieb auf gesetzlicher Grundlage garantierte Investitionsrenditen gibt, für die Erzeugung jedoch nicht.

 

Zurück zu den Eingangsfragen

 

  • Energiewende, Netzausbau, wer blickt da eigentlich noch durch?
  • Braucht‘s das?
  • Welchen Nutzen – und damit Sinn – ergibt das?
  • Woher kommt der Bedarf?
  • Wohin kann die Reise gehen?
  • Wohin soll Sie gehen?

 

 

List of abbreviations and Links

 

Abkürzungen und Links

 

ACER – Agency for the Cooperation of Energy Regulators

 

CBA – Cost Benefit Analysis

 

DSR – Demand Side Response

 

EC – European Commission

 

ENTSO-E  European Network of Transmission System Operators

 

GTC – Grid Transfer Capacity

 

PCI – Project of Common Interest

 

RES – Renewable Energy Sources

 

SEW – Socio-Economic Welfare

 

SoS – Security of Supply

 

TSO – Transmission System Operator

 

DSO – Distribution System Operator

 

TYNDP – Ten Years Network Development Plan

 

PTDF – Power Transfer Distribution Factors

 

V1 V2 V3 V4 – Visions 1, 2, 3 and 4 (the name of the 4 scenarios used to build the TYNDP 2016)

Liste Netzwerkcodes

DC – Demand Connection Code (NC DCC)

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/dcc

HVDC – High Voltage Direct Current Connections (NC HVDC )

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/hvdc

RfG – Requirements for Generators (NC RfG)

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/rfg

CACM Capacity Calculation Methods

FCA – FORWARD CAPACITY ALLOCATION

 

EB – Electricity Balancing Guideline

 

CCR – Capacity Calculation Region

 

SOGL – System Operation Guideline (SO Guideline)

 

ER – Network Code on Emergency and Restoration (NC ER)

 

CGM – Common Grid Model (Startnetz)

RSC – Regional Security Coordinators

IDG – Implementation Guidance Documents

 

NRA – National Regulation agencies

 

BEUC – Bureau Européen des Unions de Consommateur – Europäischer Verbraucherverband

 

FORECAST / eLOAD – http://www.forecast-model.eu/forecast-en/index.php

 

http://www.forecast-model.eu/forecast-en/aktuelles/meldungen/news-2017-02.php

 

 

https://www.entsoe.eu/map/Pages/default.aspx

 

https://www.entsoe.eu/regions/Pages/default.aspx

 

https://www.youtube.com/embed/0bm4hqINTyI

https://www.entsoe.eu/major-projects/ten-year-network-development-plan/Pages/map/index.html#4/50.25/12.01

 

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/default.aspx

 

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_hourly_load.aspx

Datum auswählen: Z. B.

24.05.2017 bis 31.05.2017

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_hourly_load.aspx

oder

17.01.2017 bis 24.01.2017

Alternativ:

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_hourly_load.aspx

ferner

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_hourly_load.aspx

oder hier

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_domestic_values.aspx

Die Parameter wieder eingeben nicht vergessen

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_domestic_values.aspx

Land oder auch Länder auswählen nicht vergessen.

https://consultations.entsoe.eu/

https://www.entsoe.eu/about-entso-e/inside-entso-e/Advisory%20Council/Pages/default.aspx

https://www.entsoe.eu/major-projects/ten-year-network-development-plan/Pages/map/index.html#4/50.25/12.01

oder hier

https://www.entsoe.eu/db-query/production/monthly-production-for-a-specific-country

und

https://www.entsoe.eu/db-query/consumption/mhlv-a-specific-country-for-a-specific-day

 

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes#

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/erstellung-und-nationales-regelwerk

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/leistungsklassen

https://www.vde.com/de/fnn/themen/innovation

https://www.vde.com/de/fnn/themen/innovation/hinweis-speicher

https://www.vde.com/de/fnn/themen/vom-netz-zum-system

Mathias Dalheimer: Wie man einen Blackout verursacht…

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Der alternative Szenariorahmen

ALTERNATIVER SZENARIORAHMEN

Der alternative Szenariorahmen besteht in einem dezentral angelegten Szenariorahmen zu möglichen und auf Basis realer Messungen tatsächlich notwendiger Netz-Fortentwicklungen.

Theoretischer Ausgangspunkt ist das Ziel rein generativer Erzeugung von Strom und Wärme, welche sich in der Tat nur mittels eines möglichst hohen Grades an dezentraler Erzeugung plus Speichertechnologien erreichen lässt. Mit dem hergebrachten Denken in Großstrukturen, Großkonzernen, großen Leitungen, gigantischen Umsätzen und gewaltigen Leistungen ist das gleiche Ziel zwar theoretisch ebenfalls erreichbar, jedoch nur um den Preis extrem aufwändiger Verwaltung, Reglementierung und Steuerung.

Im Wesentlichen werden zunächst ausgewählte Passagen (kursive Schrift) des von der BNetzA zuletzt veröffentlichen, konventionellen Szenariorahmens 2017-2030 unter Seitenangabe zitiert, kritisch beleuchtet und an geeigneten Stellen auch in weiteren Zusammenhängen einer politischen Bewertung unterzogen:

Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass auch dieser Szenariorahmen durch einen politischen Rahmen von heute beschränkt wird. Die aktuellen Fortschritte bei der Energieeffizienz, in der Forschung bei Steuerungstechnologie, in der Speicherforschung, in der Gleichstromtechnologie und bei Verknüpfung der Höchst-, Mittel- und Niederspannungsnetze würden nicht oder nur unzureichend in Betracht gezogen.
S. 10

Damit hat er Recht. Zu berücksichtigen ist allerdings, dass Aufgabenstellung, politisch vorgegebene Vorgehensweise, Taktiken, Strategien und Zielsetzung der BNetzA-Aktivitäten die als fehlend bemängelten Aspekte gar nicht zulassen. Der Mangel liegt nicht bei der BNetzA, sondern bei der Politik, die die herrschende Konstellation festgelegt hat. Die BNetzA ist eine Behörde, und tut hauptsächlich, was ihr aufgetragen wird, auch wenn sie ab und an über das Ziel hinausschießt sowie durch bestimmte Artikulationen in Form von Glaubenssätzen subjektiv und willkürlich Partei für bestimmte Technologien und Strukturen ergreift. Perspektiven zu entwickeln gehört anzunehmender Weise auftragsgemäß nicht dazu.

Sehr viele Konsultationsteilnehmer begrüßen, dass der aktuelle Entwurf des Szenariorahmens für die Netzentwicklungspläne Strom 2017-2030 wesentlich ausführlicher ist als die Szenariorahmen der Vorgängerjahre. Dies betreffe insbesondere die Einbeziehung zusätzlicher Inputparameter und deren Variation. Somit sei die Nutzung von Szenarien sinnvoll, die in Hinblick auf einzelne Parameter nicht mehr identisch sind.
S. 10

Was zeigt, dass trotz allem, was vermisst wird, doch ein wenig Fortschritt möglich ist. So lässt sich zumindest Hoffnung aufrechterhalten.

Demgegenüber seien die neu eingeführten Berechnungsmethoden nach Dafürhalten einiger weniger Konsultationsteilnehmer zu detailliert. Da zu allen in den Berechnungen berücksichtigten Daten nur Abschätzungen vorliegen, könne nicht vorhergesehen werden, wie die tatsächliche Entwicklung sein werde. In dem Workshop in Würzburg sei von einem Gutachter der Übertragungsnetzbetreiber bestätigt worden, dass frühere Studien mit ähnlichem Detaillierungsgrad nicht auf ihre Treffsicherheit überprüft wurden. Demnach werde mit dieser detaillierten Berücksichtigung von Einzeldaten lediglich eine Pseudogenauigkeit erzeugt, die der tatsächlichen Entwicklung nur zufällig entspreche. Bei einer so langfristigen Prognose wie im Szenariorahmen 2017-2030 müsse eine Beschränkung auf die drei bis vier größten Einflussfaktoren erfolgen.
S. 10

Die Detailverliebtheit entspricht einem ingenieurwissenschaftlichen Bedürfnis. Dass sich dieses gegen die Vorherrschaft fachfremder Juristen und Wirtschaftler bei der BNetzA wirkungsmäßig entfaltet, ist prinzipiell zu begrüßen. Letztlich ist Ziel jeder Wissenschaft die Beschreibung von Phänomenen, deren Erfassung in berechenbaren Kategorien und die Vorhersage. Von daher hängt jedoch jegliche Detailberechnung in der Luft, da die Annahmen in den Szenariorahmen Top-Down gestrickt und zu mehr als 100% spekulativ sind. Es ist noch nicht mal transparent nachvollziehbar, warum ein gerade mal einziger von 35.040 Viertelstundentakten, komplementär dazu ein Handvoll Nutzungsprofile und ein paar ausgewählte Musterverteilnetze von über 16.000 existierenden eine verlässliche Ausgangsbasis darstellen könnten.

Dazu kommt, dass niemand die Zukunft vorhersagen kann. Schon gar nicht, wenn politisch um bestimmte, wesentliche Zielsetzungen gerungen wird. Siehe CO2-Ausstoss, Schadstoffemissionen, Zukunft Kohle, Entwicklung Speichertechnologie, Elektromobilität, Elektrifizierung des Schienenverkehrs, Elektrfizierung der Autobahnen mit Stromleitungen, Zuwachs Wärmepumpentechnik, Verdrängungswettbewerb PV und Wind gegen konventionelle Stromerzeugung, Entwicklung von Schlüsselindustrien, etc.

Einige Konsultationsteilnehmer beanstanden, dass der Entwurf des Szenariorahmens erneut von den vier großen Übertragungsnetzbetreibern erstellt worden ist. Eine derartige Planung mit so großer gesamtgesellschaftlicher Bedeutung dürfe nicht von den vier Übertragungsnetzbetreibern, die ihren Aufgaben gemäß in erster Linie nicht das Gemeinwohl, sondern eigene wirtschaftliche Ziele verfolgten, vorgenommen werden. Es entstehe der Eindruck, dass die Übertragungsnetzbetreiber beim Erstellen des Szenariorahmens 2017-2030 keine objektive Einschätzung der Stromgewinnung und des Stromtransports erarbeiteten, sondern versuchen, die Bedürfnisse der Zukunft so auszulegen, dass für sie der größtmögliche Gewinn (bei einer garantierten Eigenkapitalrendite von über 9 %) herauskommt, also der Bau von möglichst vielen und groß angelegten Leitungen über möglichst große Entfernungen. Die Planung des Szenariorahmens müsse vielmehr von neutraler Stelle erfolgen, um das Gemeinwohl und die Interessen der Bürger zu berücksichtigen
S. 11 / 12

Ein Argument, mit dem alle diese Kritiker absolut Recht haben. Dadurch gerät das Ganze System zum Selbstbedienungsladen für Finanzkonzerne und die berühmten „Stakeholder“. Um technische und volkswirtschaftliche Sinnhaftigkeit geht es längst nicht mehr. An der Stelle entsteht klar die Forderung, alternative Technologien zum Netzausbau wirtschaftlich gleichzustellen: Also eine Vergütung für Speicherbetreiber, die ebenfalls 9% Rendite auf eingesetztes EK bis 40% der Anschaffungskosten garantiert. Oder eben, die Netzbetreiber und Ausbaubefürworter setzen sich ebenfalls einer Finanzierung nach tatsächlich transportierter Energie aus. Das gegenzurechnen zeigt sofort, ob sich die Trassenbauphantasien jemals rechnen können.

Die großen Energiekonzerne und deren Finanziers haben die strategische Bedeutung der Netze längst erkannt und sehen dort eine neue, sichere Geldanlage, da im Netzbereich echter Wettbewerb nicht stattfindet, ja naturgemäß gar nicht stattfinden kann. Die Netzbetreiber selbst zeigen bis hinunter zum Verteilnetz Auf der 0,4 KV Ebene die Tendenz durch Änderung der technischen Regeln Zug um Zug die eigenen Positionen zu zementieren und erzeugen Abhängigkeiten, indem sie durch Erhöhung der Komplexität mögliche Wettbewerber wie kommunale Unternehmen via fachliche Kompetenz aus dem Wettbewerb drängen, gleichzeitig aber die Einnahmebasis durch Implementierung neuer Technologie zur garantierten Renditen verbreitern.
Für den Endverbraucher verbessert sich nichts. Lediglich die Abhängigkeit vergrößert sich.

Ein Konsultationsteilnehmer lehnt das Szenario A 2030 insgesamt ab. Die Bundesregierung habe sich verpflichtet, gewisse Klimaschutzziele zu erreichen, u. a. Strom und C02-trächtige Energieträger einzusparen. Von daher sollten Braun- und Steinkohlekraftwerke in einem zukunftsorientierten Energiekonzept keine Rolle mehr spielen.
S. 13

Eine, wenn auch logisch richtige, dennoch überaus radikale Forderung. Die löst natürlich erst Mal Ängste aus. Ohne einen tatsächlich wirksamen Anreiz wird sich in der Richtung aber gar nichts bewegen. Die Politik der alternativlosen SPD und Union jedoch versteckt sich hinter dem vermeintlichen Sachzwang der Erhaltung von vielleicht 60.000 Arbeitsplätzen im Umfeld der Kohleverstromung. Die 180.000 bereits durch diese beiden Parteien vernichteten Arbeitsplätze allein im Bereich Photovoltaik zählen offenbar nichts.

Der Schlüssel liegt in der realen Bepreisung (Referenzpreis) von Strom am Markt. Die Börsen-Arbeitspreise müssen volkswirtschaftlich sinnvoll die tatsächlichen volkswirtschaftlichen Kosten abbilden, Es darf keine kaufmännische Nullung von Investitionen durch Kategorisierung von Subventionen als „Stranded Assets“ mehr geben. Niemals mehr.

Da jedoch die Börsenpreise ihr Niveau europaweit niemals refinanzierten staatlichen Investitionen verdanken, die heute noch als Schulden Kosten verursachen, kann ein nutzbringender Ausgleich nur über eine international vereinbarte Bepreisung anderer Faktoren erreicht werden.

Die Gelegenheit ist jetzt mit dem Pariser Klimaabkommen so günstig wie nie. Selbst wenn die derzeit zu hinzunehmenden Präsidenten Trump, Erdogan und Putin versuchen, sich diesem Abkommen der Vernunft zu widersetzen so können auch diese drei niemals die anderen Unterzeichner daran hindern, umgehend jegliche Handelsware nach der jeweiligen CO2-Emission zu bepreisen und mit den so erwirtschafteten Geldern alternative Technologien und Projekte zu fördern. Dann kostet eben jedes von diesen Staaten exportierte Produkt bei Import einen dem zu seiner Herstellung freigesetzten CO2 entsprechenden Betrag Aufschlag. Erdgas, Erdöl, Kohle, Fahrzeuge, etc. Sparsamer werde die Endverbraucher von selbst.

Ein Konsultationsteilnehmer findet es bedauerlich, dass die Weiterentwicklung von Speichertechnologien und die Verknüpfung Strom- und Gasnetz im Szenario B 2030 nicht weiter beachtet wurde.
S. 13

Stimmt, entspricht aber dem politisch vorgegebenen Auftrag der BNetzA. Und ziemlich sicher auch der politisch gesteuerten Besetzung der BNetzA Führung. Inakzeptabel ist dabei, dass das Führungspersonal der BNetzA politische Bewertungen der eigenen Leistungen und vertretenen Meinungen abgibt und sogar interessengeleitete Meinungen der Stakeholder einseitig bekräftigt.

Nach Meinung eines weiteren Konsultationsteilnehmers ist es zwar nachvollziehbar, dass das Szenario C 2030 eine beschleunigte Energiewende darstellt. Allerdings sollte dabei nicht vergessen werden, dass der Ausbau von Speichern, Power-to-Gas und E-Mobilität zwar den Stromverbrauch, aber nicht notwendigerweise den Übertragungsbedarf erhöht. Bei einem Vorrang von dezentraler Produktion und Speicherung könnte der Übertragungsbedarf im Szenario C 2030 sogar geringer sein.
S. 14

Dem ist nichts hinzuzufügen.

Dabei sei heute bereits absehbar, dass sich ein zukunftsfähiges Energiesystem nur mit Speicher- und Effizienztechnologien umsetzen lässt. Obwohl die Investitionsanreize für PV-Anlagen bereits stark reduziert wurden und die Einspeisevergütungen für Windenergie ebenfalls sinken, sei ein deutlicher Anstieg der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien zu verzeichnen. Dies müsse in Szenario C 2030 abgebildet werden. Diese Entwicklung dürfe nicht durch kurzfristig lukrativere Investitionen in den fossilen Energiemarkt (z.B. zurzeit Öl, Kohle) konterkariert werden. Während argumentativ immer wieder auf steigende EEG-Beiträge hingewiesen werde, verschweige man geflissentlich den Subventionsumfang für fossile Kraftwerke. Eine transparente Kostengegenüberstellung unter Einbeziehung aller preistreibenden Faktoren habe im Szenariorahmen noch nicht stattgefunden.
S. 15

Wie bereits angesprochen, ist es zweckdienlich und absolut sinnvoll, diese Faktoren endlich einzupreisen und einen volkswirtschaftlichen Referenzpreis für Börsenstrom europaweit vorzugeben. Dessen Höhe wird um die 13 ct. / kWh liegen und in erster Linie über eine CO2-Bepreisung der eingesetzten Energieträger erreicht. Dies geht natürlich nicht von heute auf Morgen, da sich weite Teile der so genannten „energieintensiven“ Industrie längst bei den für diese Unternehmen deutlich gefallenen Energiepreisen eingerichtet haben und sich dagegen mit allen Mitteln wehren werden.

Das Argument der Schwächung von Wettbewerbsfähigkeit – eine Wettbewerbsfähigkeit, die übrigens auch auf Grund der aktuell hoch subventionierten Strompreise für die Industrie einen weltweit wirksamen Verdrängungswettbewerb und eine Verarmung in vielen Ländern bewirkt – dieses Argument verliert in dem Augenblick seine Relevanz, in dem diese Bepreisung international vereinbart wird.

Es sei nicht akzeptabel, dass in keinem der Szenarien das klima- und energiepolitisch notwendige sukzessive Auslaufen der Kohleverstromung in Deutschland im Einklang mit den klima- und energiepolitischen Zielen abgebildet wird. Dazu müsse spätestens bis 2035 ein Ausstieg aus der Braun- und Steinkohleverstromung erfolgt sein. Es sei daher eine Mindestvoraussetzung, dass in den Szenarien B 2030 und C 2030 kein Neubau von Braun- und Steinkohlekapazitäten angenommen wird. In diesem Zusammenhang sollten die angenommenen Betriebsdauern für Kohlekraftwerke stark reduziert und jene für Gaskraftwerke erhöht werden.
S. 17

Dazu bedarf es zu aller erst einer klaren politischen Entscheidung. Diese geforderte Abbildung ist eben leider noch nicht politisch der BNetzA als Aufgabe zugewiesen worden. Die BNetzA darf das im Grunde auch gar nicht. Der Webfehler im System liegt bei der Wahlentscheidung der meisten Wähler für Parteien, die weder den Weitblick, noch den Mut, noch das tiefere Verständnis für diese Thematik haben. Politik ist oberflächlich und an anderen, sehr einfachen und rein emotionalen Interessen ausgerichtet. Die derzeitigen Parteien haben nicht einmal die Fähigkeit, bei der politisch gesteuerten Besetzung kommunikativ hochwirksamer Posten technologieneutral, wissenschaftlich rein rational und evidenzbasiert und über den Tagesbedarf hinaus zu handeln.

Demokratie ist die theoretische Beteiligung aller, faktisch die Beteiligung vieler, deren Wortführer reichlich und meistens durch undemokratische Prozesse in relevante Positionen kommen und sie ist am Ende die Herrschaft des Mittelmaßes mit der Tendenz zur Suboptimierung in jeder Hinsicht. Demokratie kann leider so gut wie nie Spitzenergebnisse liefern. Die besten Ergebnisse liefert stets die möglichst menschennahe Bewältigung von Herausforderungen. Dezentralität eben.

Alle anderen Herrschaftsmodelle sind diesbezüglich noch schlechter, denn Machtstrukturen sind niemals an Problemlösungen interessiert, sondern nur am eigenen Bestandserhalt plus der eigenen Vergrößerung. Dieses gezielte Wachsen jeglichen gesellschaftlichen Engagements entspringt der Logik zu wachsen, um nicht von anderen übernommen werden zu können, die schneller wachsen. Es geht im Grunde um Machterhalt durch Ausbau. Zentralisierung ist ein logisches Ergebnis dieser Strukturen. Zusammenbruch aber auch, da unvermeidlich die Folge. Je mehr kleinteilige, dezentrale Akteure, desto stabiler das gesamte System.

Anstatt wie bisher rein exogen definierte Betriebsdauern anzunehmen, sollte die Wirtschaftlichkeit der Braunkohlekraftwerke innerhalb der Marktsimulation endogen vorgenommen werden. Hierbei seien die Möglichkeiten des Carbon Dioxide Capture and Storage und Retrofitinvestitionen zu berücksichtigen. Bei der Prognose der Grenzkosten der Braunkohlekraftwerke sollten auch die Fixkosten der Tagebaue berücksichtigt werden. Würden diese vernachlässigt, würde die Merit-Order künstlich verfälscht und die Stromproduktion aus Braunkohle bevorzugt. In diesem Zusammenhang sollten auch die Subventionen der Braunkohleverstromung und der Tagebaue nicht berücksichtigt sowie die Umweltkosten aufgeschlagen werden, damit die realen Kosten der Braunkohleverstromung abgebildet werden könnten. Diese sollten nach Ansicht einiger Konsultationsteilnehmer mit 11 Cent/kWh angesetzt werden.
S. 21

Deutet – abgesgen von CCS – in die richtige Richtung, wenngleich unklar ist, warum die Subventionen der Tagebaue NICHT berücksichtigt werden sollen (?). Im Gegenteil müssen sie berücksichtigt, also rechnungsmäßig als Kosten in die Wirtschaftlichkeitsberechnung einbezogen werden, oder ist der Satz nur schlecht formuliert? 11 Cent sind allerdings zu niedrig angesetzt. CCS und Retrofit sind indessen die verkehrten Ansätze, da sie in eine Sackgasse des Bestandserhalt degenerativer Technologie führen. Sie gleichen dem mittelalterlichen Ablasshandel für unvermindertes Weitersündigen. CO2-Recycling durch Rückumwandlung in Methan ist der aktuell bessere Ansatz. Wasserstofftechnologie ist zwar technisch besser, im Handling aber zu aufwändig und im Betrieb zu teuer. Der Wirkungsgradvorteil in der gesamten Kette ist zu niedrig, um das auszugleichen. Bereits ohne Lade- / Tank Infrastruktur kostet die nutzbare kWh Wasserstoff mit 40 ct/kWh bereits ein Mehrfaches dessen, was für synthetisches Methan – in industriellem Maßstab produziert – anzusetzen ist. Ob der höhere Wirkungsgrad der Produktionskette für Strom zu Wasserstoff zurück zu Strom sich gegenüber der weniger effizienten Produktionskette Strom zu Methan zu Strom durchsetzen wird, der vor allem durch eine weitaus günstigere Infrastruktur punkten kann, bleibt abzuwarten.

(Wirkungsgrad: Strom zu H2 zu Strom = 0,75 * 0,6 = 0,45)

(Wirkungsgrad: Strom zu H2 zu Methan zu Strom = 0,75 * 0,8 * 0,4 = 0,24)

Einige Konsultationsteilnehmer weisen auf die erheblichen negativen Folgen einer drastischen Reduktion der Braunkohlekapazitäten hin. Sowohl für die Versorgungssicherheit als auch für die Wirtschaft im Rheinischen Revier bedeuteten die im Szenariorahmen angenommenen Prognosen einen massiven Eingriff in den Markt mit negativen Folgen. Dies sei im Rahmen zu den Verhandlungen zur Sicherheitsreserve erkannt worden, wodurch ein breiter Konsens bei allen Beteiligten erreicht wurde. Prognosen, die über diese Vereinbarung hinausgingen, seien daher nicht zulässig. Sie würden den breiten Konsens aufbrechen, mit massiven Folgen für die Energiewirtschaft, die dort Beschäftigten und die Versorgungssicherheit.
S. 21

Das Argument der Wirtschaft im Rheinischen Revier – aber auch in der unerwähnten Lausitz und anderen Regionen Brandenburgs, Sachsens, und Sachsen-Anhalts – erscheint immer wieder. Es geht um angeblich rund 60.000 Arbeitsplätze. Von den allen in der deutschen PV-Branche seit 2013 verloren gegangen 180.000 Arbeitsplätzen spricht niemand. Zumindest nicht von den bisherigen politischen Parteien.

Das Argument der Versorgungssicherheit sucht durch Ansprache von Ängsten zu punkten. Doch der Nachweis, dass diese durch andere Technologien weit besser und nachhaltiger sichergestellt werden kann, wird leider noch immer nicht ausreichend beachtet.

Insbesondere österreichische Pumpspeicherkraftwerke sollten bei der Netzberechnung eine wichtige Rolle spielen, da durch diese der Versorgungsbedarf in Süddeutschland sinken und der innerdeutsche Nord-Süd Engpass entlastet würde. Diese Pumpspeicherkraftwerke müssten auch auf Grund der deutsch¬ österreichischen Marktgegebenheiten berücksichtigt werden, da an der Grenze in der Regel kein Engpass existiert
S. 22

Immerhin sind Bayern und Österreich seit über 50 Jahren betreffend elektrische Energie und deren Speicherung in österreichischen Pumpspeicherkraftwerken Realität. So wie Bayern und Österreich kulturell, landsmannschaftlich und wirtschaftlich aufs engste verbunden sind, ist es umso ungleicher, diese Jahrhunderte lange Zusammengehörigkeit im Geiste der bismarckschen Reichseinigung noch weiter voranzutreiben. Vor diesem faktischen Hintergrund ist es umso unverständlicher, warum es Bestrebungen gibt, die gemeinsame Preiszone mit Österreich aufzutrennen. Im Gegenteil wäre es im Sinne der Europäischen Entwicklung einen wirklichen gemeinsamen Markt zu schaffen, indem Strompreise, deren Bestandteile und der Stand der Technik endlich europaweit harmonisiert werden. Es ist ja geradezu ein Witz, dass es in der europäischen Wirtschaftszone noch nicht mal einheitliche Stecker und Stromsysteme gibt.

Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass die installierten Kapazitäten der PV-Anlagen in den jeweiligen Szenarien weder im Smart-Metering noch im Strommarkt-Design 2.0 als in Echtzeit gemessene Einspeisequellen berücksichtigt würden.
S. 28

Wie sollte das auch möglich sein, wenn noch nicht mal Bereitschaft besteht, überhaupt RLM-Messung, Übertragung, Speicherung und anonymisierte Veröffentlichung der Daten in Echtzeit an allen Netzknotenpunkten zu installieren. Eine längst überfällige Maßnahme.

Hier liegt einer der wesentlichen Einstiegspunkte in eine dezentrale Netzentwicklung und Stromversorgung, die zeitgleich eine Reihe von Problemen definitiv beseitigt.

Installiert man an allen Netzknotenpunkten vom Ortsnetztrafo bis zu Umspannwerken und Konverterstationen hinreichend große Batteriespeicher (Kapazitätsermittlung via realgemessenen Lastgängen), dann kann das gesamte Netz selbstregulierend ausgerichtet werden. Die Leistungselektronik der Batteriespeicher und weiterer denkbarer Aggregate scannt das Netz und reguliert mit der Regelleistungskapazität der Speicher den Lastfluss. Lokale Bedarfsspitzen werden direkt aus Batterien gedeckt, zu lastschwachen Zeiten wird nachgeladen, der Lastfluss wird weitgehend ausgeglichen, Strom wird vom Spekulationsobjekt wieder zum kalkulierbaren Gut.
Zentrale Leitwarten sind nicht mehr notwendig und zentrale Steuereinheiten, die von Hackern oder Terroristen attackiert werden könnten, ebenfalls nicht.

Die gesamte Handelsabrechnung mit Energie und Leistung kann ex Post erfolgen und frei von Spekulationsgewinnen wird Strom zu einem echten Gemeingut, von dem alle profitieren.
Wer sich eine Stunde Zeit nimmt intensiv darüber nachzudenken wird mit ein wenig Intelligenz selbst erkennen, dass diese Bemühungen aller Engagierten über kurz oder lang ohnehin genau darauf hinauslaufen. Jede Flexibilisierungstechnologie reduziert die möglichen Handelsspannen auf Grund von Knappheiten, jeder neue generative Stromerzeugungsanlage in privater Hand das spekulationsfähige Handelsvolumen.

Es geht längst nicht mehr um das Erwirtschaften von Gewinnen am Strommarkt, das ist nur eine flüchtige Erscheinung und derzeit sind die Spannen im Durchschnitt sogar negativ, um die vielen fleißigen Kleinanbieter und neuen genossenschaftlichen Handelsmodelle klein zu halten oder zu eliminieren. Es geht um nicht mehr und nicht weniger als die Kontrolle eines in seiner Qualität unveränderbaren Grundversorgungsguts, faktisch eines technischen Monopols: Wird diese demokratisch sein oder wird sie ein neues Lehensmodell für wenige renditeorientierter Stakeholder?

Mehrere Konsultationsteilnehmer sprechen sich für die im Entwurf des Szenariorahmens verwendete regionale und sektorspezifische Methodik zur Ermittlung des Stromverbrauchs aus. Ein Konsultationsteilnehmer fordert für die Erzeugung eine länderscharfe bzw. kreisscharfe Veröffentlichung von Daten.
S. 33

Im Ansatz schlüssig. Nur folgen die Netze auf den vier Netzebenen nicht unbedingt den Länder-oder Landkreisgrenzen. Der bessere Weg ist eine Methodik, die bei den Verteilnetzen ansetzt, ab Ortsnetztrafo die Last- und Leistungsspitzen durch RLM-Messung erfasst, die Daten in Echtzeit überträgt und die dann entsprechend mit Speichern ausgestattet werden, um diese Spitzen zu kappen und den Energietransport zeitlich und räumlich zu verlagern. So ganz nebenbei werden dies Ortsnetztrafos damit zu kostengünstigen, regelbaren Einheiten. Schlecht für die Üblichen Verdächtigen Hersteller überteuerter RONT.
Diese Daten der Ortsnetztrafos sind dann anonymisiert zu veröffentlichen.

Entsprechendes Vorgehen wird an allen weiteren Netzknoten wiederholt, die Speicher werden entsprechend an Hand der Messdaten größer. Steigen die lokal ermittelten Bedarfe, werden die Anlagen erweitert.

Ein Konsultationsteilnehmer begrüßt die Hinweise auf eine regionale Verteilung von Kapazitäten und Aufteilung von Verbrauchswerten nach Landkreisen. Es sei jedoch nicht nachvollziehbar, wie diese Methodik konkret umgesetzt werden solle. Es wird daher gefordert, die „zellularen Ansätze“ aus der Studie des VDE umzusetzen, um für den Netzentwicklungsplan die Simulation regionaler Strommodelle zu ermöglichen.
S. 33

Dieser zelluläre Ansatz ist mir leider nicht bekannt, klingt aber richtungsweisend.

Ein Konsultationsteilnehmer ergänzt, dass langfristig trotz umfassender Energieeffizienzanstrengungen von einem signifikanten Anstieg des Stromverbrauchs auszugehen ist. Da die Sektorenkopplung den Energieverbrauch in den Bereichen Verkehr und Wärme auf den Stromsektor umlegen würde, sei die Stromnachfrage im Jahr 2050 deutlich höher als heute. Die betrachteten Zieljahre 2030 und 2035 seien jedoch von einem deutlichen Rückgang des Nettostromverbrauchs ausgegangen, da weitere Stromanwendungen wohl erst danach zu einem deutlichen Anstieg führen würden.
S. 34

Niemand kennt die Zukunft. Dennoch ist abzusehen, dass verschiedenen technologische Sprünge einen Mehrbedarf an Strom erforderlich machen: Power-To-Gas (1 kWh Strom aus EE-Gas = ca. 6 kWh Strom aus PV oder Wind), Elektromobilität, Wärmepumpen, elektrifizierte Ferntransportsysteme, u.v.m.
Einige Konsultationsteilnehmer wünschen eine zumindest landkreisscharf regionalisierte Darstellung des Stromverbrauchs und der Jahreshöchstlast.
S. 35

Wie bereits erwähnt passen Netztopologien und politische Topologien bestenfalls auf kommunaler Ebene zusammen.

In zahlreichen Beiträgen wird darauf hingewiesen, dass die Ermittlung des Stromverbrauchs und dessen Verlauf nur qualitativ beschrieben werden. Die Quellen, auf denen die Methodik der Ermittlung und der anschließenden Regionalisierung basiert, würden nicht benannt. Die Benennung sei jedoch essenziell, um den Vorschlag und das Vorgehen der Übertragungsnetzbetreiber zu bewerten. Daher sollten die Quellen transparent im Detail offengelegt werden. Auch sollten die verwendeten Lastprofile stundenscharf in geeigneter Form veröffentlicht werden, da moderne Lastprofile eine Grundlage für wissenschaftliche Arbeiten im Kontext darstellten und für die Glaubwürdigkeit des Szenariorahmens von großer Bedeutung seien
S. 36

Richtig. Zudem weiß jeder Energiemanager, der einen Betrieb, ein Werk oder ein Gebäude sinnvoll und verantwortlich optimiert: Grundlage aller Effizienzsteigerung sind gezielte und umfassende Messungen und Dokumentationen.

Hochrechnungen sind die Quelle aller Fehleinschätzung. Sie genügen nicht der Realität eines sich verändernden Umfelds in der Nutzung der Ressource Elektrizität.

Dem zustimmend äußert sich ein Konsultationsteilnehmer dahingehend, dass die Berücksichtigung der Spitzenkappung im Szenariorahmen nach erfolgter Rückmeldung der Verteilnetzbetreiber neu vorgenommen werden muss. Da im Ergebnis noch nicht geklärt sei, ob eine Spitzenkappung zum Einsatz kommt, die alle Erneuerbare Energien Anlagen umfasst, müsse dieser Punkt im Rahmen einer Sensitivitätsberechnung differenziert untersucht werden. Es sei nicht davon auszugehen, dass gerade bei kleinen PV-Anlagen alle vorhandenen Anlagen wirtschaftlich sinnvoll und effizient in ein Spitzenkappungsmodell einbezogen werden können.
S. 42

Das Thema Spitzenkappung ist nur vorübergehend relevant, da der zunehmende Zubau an privaten Speichern jedem Endverbraucher ermöglicht, selbst erzeugten Strom wie gekauften Strom zeitversetzt zu nutzen. Damit wird sich der Bedarf immer mehr auf immer konstanteren Niveaus einpendeln. Aus Volatilität und den zugehörigen Geschäftsmodellen wird Nivellierung von Verbrauch, Erzeugung und Preisen. Für dieses nüchtern betrachtet kurzfristige Phänomen lohnt sich keinerlei langfristige Investition.

Zahlreiche Konsultationsteilnehmer kritisieren die unzureichende und zu geringe Berücksichtigung von Speichern im Entwurf des Szenariorahmens. Es kommt insgesamt zu einer systemischen Fehleinschätzung der Rolle von Speichern im Entwurf des Szenariorahmens. Die Möglichkeit der Speicherung werde zukünftig mit der starken Zunahme an Erneuerbaren Energien und der damit fluktuierenden Leistung im Markt eine große Bedeutung erhalten. Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien erhöhe in Zusammenhang mit der Mindesterzeugung konventioneller Kraftwerke zukünftig den Flexibilitätsbedarf. Speicherlösungen könnten eine Alternative zu Investitionen in zusätzliche Leitungen darstellen. Darüber hinaus würden Speicher bereits heute einen Beitrag zur Netzstabilität und Versorgungssicherheit leisten.
S. 42 / 43

Womit die zahlriechen Teilnehmer absolut Recht haben. Das jüngste EWE-Projekt des Redox-Flow-Kavernen-Speichers weist dorthin, wo die Reise definitiv hingeht. Es ist müßig, darüber zu streiten, welche Technologie sich am Ende durchsetzt:
– Akkuspeicher
– Power-To Gas
– – Power to Methane
– – Power to Hydrogen
– Brennstoffzellen

Diese Technologien sind systematisch redundant und ihre Verbreitung wird sich einpendeln. Ich sage 80% Akkuspeicher gegen 20% Power to Methane voraus, da hier die größten technologischen Flexibilitäten liegen.

Ein Konsultationsteilnehmer äußert die Erwartung, dass Redox-Flow-Batterien deutlich vor Ende dieses Jahrzehnts bereits eine großindustrielle Anwendung finden. Diese würden innerhalb der nächsten Jahre als leistungsfähige Alternative zum flächendeckenden Einsatz kleiner Lithium-Ionen-Batterien zur Verfügung stehen.
S. 44

Der Hinweis auf das EWE-Projekt erfolgte soeben.

Nach der Ansicht mehrerer Konsultationsteilnehmer gibt es eine Diskrepanz zwischen Szenariorahmen und Netzentwicklungsplan: Der Szenariorahmen gebe nur die Kapazitäten (elektrische Leistungen in MW) vor, aber die Bestimmung der Strommengen (elektrische Energie) erfolge erst nachfolgend in der Marktmodellierung des Netzentwicklungsplans.
S. 49

Die fortwährende Krux eigentlich ausreichend ausgebildeter Ingenieure und Techniker, den Unterschied zwischen Leistung und Energie (= Arbeit) nicht zu kennen und leider auch meist nicht zu verstehen. Das Denken in Leistung (KW = PS!) beherrscht auch die öffentliche Diskussion. Dabei wird Leistung fast ausschließlich punktuell für kurze Momente abgerufen und ist obendrein für Berechnungszwecke eine Angabe unter genau definierten Standardbedingungen, also nur ein Schnappschuss für einen winzigen Augenblick. Um z. B. die 265 KW eines Gewerbebetriebs in der Mittagszeit für 45 Minuten abzudecken, genügt ein Akku mit 300 KW Leistung und 300 KWh Kapazität, statt eine Leitung für 300 KW. Denn die kann dann auch bei unter 100 KW liegen, wenn die restliche Zeit der Leistungsabruf bei höchstens 80 KW liegt. Womit der Betrieb dann aktuell ca. 8.500 € pro Jahr nur an der Gebühr für das RLM-Metering sparen kann und der Netzbetreiber dort sofort 200 KW mehr Leistungskapazität frei hat.

Wer redet über den Verbrauch des eigenen Autos in kWh? Wer hat verstanden, dass Kalorien viel wahrscheinlicher kleine, nachtaktive Tierchen sind, die Kleidungsstücke enger nähen, aber keine verlässliche Angabe für die enthaltene Energie?

Die wesentliche Größe für die Wirtschaft ist die Arbeit, nicht die Leistung. Die Leistung dient der Auslegung der technischen Anlage. Die Versorgungsgröße aber ist die Energie.

Nach Meinung eines Beitrags ist die Merit-Order Betrug am Verbraucher. Als Merit-Order bezeichnet man die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke, die wiederum durch die Grenzkosten der Stromerzeugung bestimmt wird. Eine solche Betrachtung preist aber nicht die Folgekosten von Kohle- sowie Atomkraftwerken ein.
S. 50

Der letzte Satz stimmt zwar, aber deshalb ist die Merit Order an sich kein Betrug, sondern schlicht betriebswirtschaftlich vernünftiges Verhalten. Der Betrug findet auf der politischen und medialen Ebene statt, wo jegliche vernunft- und faktenbasierte Thematisierung und öffentliche Erörterung der Zusammenhänge vermieden oder verhindert wird.

Ob eine solche Erörterung sinnvoll und nützlich wäre, ist nicht klar, da die Zusammenhänge von so gut wie niemandem verstanden werden.

Wem ist klar, dass die Milliardeninvestitionen des Staats in Kraftwerke und Infrastruktur plus die Milliarden an Subventionen für Kohlebergbau und andere Fördertechnologien für fossile Energieträger von den Betreibern und letztlich den Endverbrauchern niemals refinanziert wurden, sondern im Gegenteil allesamt in einer Zeit wachsender Staatsschulden zu deren Anwachsen massiv beigetragen haben. Wir sprechen hier von einer Größenordnung von 700 Milliarden Euro, was gut 25 % der bundesdeutschen Schulden ausmacht.
Damit wurde über verbilligte Energie Wachstum der deutschen Wirtschaft befördert und diese klare Fehlbepreisung wirkt bis heute durch zu niedrige Börsenstrompreise fort. Dabei hat damals niemand verstanden – und es wird heute meistens nicht verstanden – dass dies nur eine Verschiebung der Notwendigkeit des adäquaten Ersatzes in die Zukunft bedeutet.

Ein Konsultationsteilnehmer weist darauf hin, dass die zur Optimierung des notwendigen Ausbaubedarfs wesentlichen Wechselwirkungen zwischen Übertragungs- und Verteilnetzausbau im Szenariorahmen nicht ausreichend berücksichtigt worden sind. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer äußert den Einwand, dass die Verteilnetze im Szenariorahmen nur durch Modellierung der dort auftretenden Spitzeneinspeisungen berücksichtigt würden. Er fordert die Planung des Übertragungsnetzes ausgehend von der Verteilnetzebene.
S. 51

Richtig. Und zwar unter Einbeziehung von Spitzenkappung bei 70% an ausnahmslos allen Netzknotenpunkten.

Ein Konsultationsteilnehmer empfiehlt der Bundesnetzagentur, für eine bundesweit konsistente Erfassung der Einspeise- und Verbrauchsdaten Sorge zu tragen. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer fordert darüber hinaus, dass alle Daten – insbesondere auch die Verbrauchsdaten – mit einheitlichen Datendefinitionen, abgestimmten Datenformaten und in voller Detailtiefe allen Beteiligten (Übertragungsnetzbetreiber, Bundesnetzagentur, Verteilnetzbetreiber) zur Verfügung gestellt werden. Ein Konsultationsteilnehmer äußert, dass die Übertragungsnetzbetreiber bzw. Behörden alle Daten, die der Potenzialanalyse zur PV-Erzeugung zugrunde liegen, an die Verteilnetzbetreiber weitergeben sollten, da diese zur Ermittlung des Potenzials an lokalen Speichern im Verteilnetz notwendig sind.
S. 51

Zumindest befördern die Konsultation und deren Veröffentlichung die richtigen Vorschläge.

Ein anderer Konsultationsteilnehmer spricht sich gegen die Auftrennung der gemeinsamen Preiszone zwischen Deutschland und Österreich aus, da dies dem Ziel eines stärker integrierten EU Energiebinnenmarktes widerspricht, die Versorgungssicherheit in Deutschland und Österreich beeinträchtigt und Wohlfahrtsverluste mit sich bringt. Die deutsch-österreichische Grenze sei nach Fertigstellung der geplanten grenznahen Ausbauprojekte engpassfrei.
S. 54

Absolute Zustimmung, vor allem, da vielmehr eine einheitliche Preiszone für ganz Europa erstrebenswert ist. Im Übrigen funktioniert die Zone zwischen Bayern und Österreich seit über 40 Jahren, hat sich bewährt, ist maßgebend für Bayern. Warum muss diese vernünftige und auch kulturell-historisch gerechtfertigte enge Beziehung unbedingt durch eine hysterische und überdimensionierte Anbindung an Braunkohlestrom aus Ostdeutschland ersetzt werden? Dieses Vorhaben, verstärkt durch eine nationalstaatlich motivierte Verdrängung solider, bestehender Verbindungen, ist nichts als eine Lebensverlängerungsmaßnahme für Kohlestrom garniert mit einem attraktiven, buchstäblich leistungslosen Renditemodell für Großinvestoren, denn die Bereitstellung von Transportkapazität hat noch nichts mit tatsächlichem Energietransport zu tun. Mit der Verlagerung überschüssigen Windstroms hat dies rein gar nichts zu tun.

In einem Beitrag wird ein erhöhter Importbedarf als unproblematisch angesehen, wenn sichergestellt würde, dass diese Importe aus vorzugsweise erneuerbaren Quellen gewonnen würden. Es spreche nichts gegen einen Import von Strom aus österreichischen Wasserkraftwerken, der gegebenenfalls den deutschen Nord-Süd Engpass entschärfe.
S. 56

Nachbarschaftlicher Ausgleich in Verbindung mit systemdienlichen Speichertechnoligen ist allemal der bessere Weg, als überflüssige Infrastruktur. Entscheidend ist dabei die gezielte Bepreisung der verursachten Emissionen und Folgekosten.

Ein Konsultationsteilnehmer regt an, die Spitzenkappung im Rahmen einer Sensitivitätsberechnung differenziert zu untersuchen, da noch nicht endgültig geklärt sei, ob ein alle Erneuerbare Energien Anlagen umfassender Einsatz der Spitzenkappung realistisch ist. Hierbei sei das Kosten-Nutzen-Verhältnis bei Kleinanlagen ein entscheidendes Kriterium. Es wird angemerkt, dass gerade bei den kleinen PV-Anlagen nicht alle vorhandenen Anlagen wirtschaftlich sinnvoll und effizient in ein Spitzenkappungsmodell einbezogen werden können. Abhängig vom gewählten Betreibermodell könnte es durch Speicher sowohl zu einer Netzentlastung als auch -belastung kommen. Es wird gefordert, diese gegensätzlichen Szenarien parallel zu den entsprechenden Zubauraten von Speichern im Rahmen einer Sensitivitätsuntersuchung zu beachten.
S. 58

Diese Untersuchung kostet nur Geld uns ist bestenfalls wissenschaftlich interessant, da die Spitzenkappung sich über den sichtbar ansteigenden Zubau an privaten Speichern sich mehr und mehr erledigen wird. Es steht ja gar nicht im Interesse privater Anlagenbetreiber, Strom über den eigenen Bedarf hinaus zu produzieren, wenn man ihn speichern und später nutzen kann. Abgesehen davon ist es vollkommen unnötig, jede kleine PV-Anlage rechnerisch mit einzubeziehen. Deren Effekt stellt sich über die Steigende Menge ein und wird sich gesammelt an Netzknoten besser abbilden lassen. Sofern die endlich mit Messeinrichtungenausgestattet werden. Die kleinen Anlagen integrieren sich selbst, ganz ohne Zutun der Netzbetreiber, der BNetzA und der Politik. Und das ist es, was bei diesen Unruhe erzeugt.

Ein anderer Konsultationsteilnehmer schlägt im Hinblick auf die Pariser Klimaziele vor, ein Szenario zu entwickeln, das keine fossilen Brennstoffe mehr vorsieht.
S. 58

Die Gelegenheit war günstig wie nie. Gerade vor den Hintergrund der Verweigerungshaltung des alten Mannes in Washington. Die logische Ko9nsequenz des Pariser Klimaabkommens, ist eine international harmonisierte CO2-Bepreisung, die am Ende auch die Energiepreise an sich auf ein volkswirtschaftlich systemdienliches Niveau führt.

Länder, die nicht mitmachen, müssen sich eben damit zurechtfinden, dass ihre Produkte beim Import vom Rest der Welt nach Carbon Footprint bepreist werden.

Im Zusammenhang mit der Umsetzung der Klimaschutzziele wird vorgeschlagen, die Auswirkungen unterschiedlicher CO2-Preise in einer Sensitivitätsstudie zu untersuchen. Zur Schätzung der Klimafolgeschäden wird die Verwendung von 70 €/t CO2 als Schätzwert empfohlen. Weiterhin wird die Durchführung von Sensitivitätsrechnungen mit den Werten 20 €/t CO2 und 280 €/t CO2 vorgeschlagen. Eine Sensitivitätsuntersuchung mit 70 € und 280 €/t CO2 sei insbesondere deshalb interessant, weil sie eine Situation abbildet, bei der mit Hilfe von CO2 Zertifikaten die externen Kosten des Klimawandels internalisiert würden
S. 59

Laut Veröffentlichung von Professor Michael Sterner an der OTH in Regensburg kostet eine technische Umwandlung (Recycling) von CO2 ca. 80 € pro Tonne. Gesetzt, das stimmt, liegt der Schätzpreis von 70 € / Tonne für die geforderte Sensitivitätsanalyse recht passend. Die Idee dahinter ist, mindestens jedes Gramm emittiertes CO2 wieder in Nutzstoffe zurück zu verwandeln.

2.16 Themen des Netzentwicklungsplans

Sehr viele Konsultationsteilnehmer sprechen sich im Rahmen der Konsultation des Szenariorahmens gegen die aktuell geplante SuedLink-Stromtrasse aus, da deren Bedarf noch immer nicht im Rahmen eines schlüssigen Gesamtkonzepts nachgewiesen worden sei. Ebenso wenden sich sehr viele Konsultationsteilnehmer gegen die geplante Gleichstrompassage Süd-Ost (Korridor D). Die Trasse sei überwiegend für die Einspeisung und den Transport von Kohlestrom aus den ostdeutschen Kohlekraftwerken nötig und konterkariere in erheblicher Weise die Bemühungen um die Energiewende und den Klimaschutz.
S. 62

Richtig. Der Bedarfsnachweis fehlt, bzw., ist nicht transparent nachgewiesen.

Nach der Meinung eines Konsultationsteilnehmers machen die sehr differenzierten Anmerkungen zu den einzeln dargestellten Szenarien nur dann Sinn, wenn im betrachteten Zeitraum in Europa stabile politische und wirtschaftliche Verhältnisse sowie katastrophenfreie Zeiten vorlägen. Wie sich jedoch in der jüngeren Vergangenheit gezeigt habe, sei die Wahrscheinlichkeit für solche Voraussetzungen mit nicht unerheblichen Unsicherheiten behaftet. Es sei daher wahrscheinlich, dass sich die von den Übertragungsnetzbetreibern heute ausgearbeiteten Szenarien in 15 Jahren durch die periodischen Überarbeitungen signifikant ändern würden. Dies betreffe insbesondere die Annahmen zur Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke, zum Anstieg des Anteils Erneuerbarer Energien sowie zum Stromverbrauch. Wirklich sichere Aussagen zur Entwicklung der Energielandschaft könnten daher gar nicht getroffen werden.
S. 64

Auf Ängste und Bedenken aufbauend kann man nicht planen, nur verhindern. Allerdings ist es sehr wahrscheinlich, dass wirklich sichere Aussagen zur Entwicklung der Energielandschaft nicht getroffen werden können. Da sehr wahrscheinliche Hypothesen als belastbare Grundlage für Szenarien gelten, wird es umso klüger, die Netzentwicklung Bottom-Up zu organisieren und Freiräume für den vordringlichen Bedarf der Verteilnetze zu schaffen.

Volle 25 KW für jeden Haushalt, volle Erdverkabelung aller Verteilnetze, gemeinsam mit schnellem Internet und Erdgas, Speicherbau und Datenmonitoring gehören dazu. Aber keine zentralisierte Steuerung. Schon allein, um Cyber-Attacken keine lohnenswerte Ziele zu bieten. Der Nebeneffekt: Neue Spekulationsfelder für Großinvestoren werden ebenfalls vermieden. Spekulation als Geschäftsmodell oder Marktregulatorium braucht volkswirtschaftlich kein Mensch. Wer spielen will, soll in Casino gehen.

Mehrere Konsultationsteilnehmer fordern eine Gesetzesänderung dahingehend, dass der Entwurf zum Szenariorahmen zukünftig nicht mehr durch die Übertragungsnetzbetreiber, sondern durch die Bundesnetzagentur selbst erarbeitet wird. Die Einschätzung müsse beim Staat liegen, der wiederum auf unabhängige Quellen zurückzugreifen habe. Daran anknüpfend wird die Rolle der Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Erstellung des Szenariorahmens kritisiert, deren Unabhängigkeit nicht gewährleistet sei, da sie am Bau und Betrieb der Übertragungsnetze selbst verdienen und kein Interesse daran hätten, den Netzausbaubedarf auf Übertragungsnetzebene auf das unbedingt erforderliche Maß zu beschränken. Des Weiteren könne eine Bewertung des Netzausbaubedarfs nur von unabhängiger und neutraler Stelle erfolgen, die keine eigenen wirtschaftlichen Interessen verfolgt.
S. 64 / 65

Diese Teilnehmer werfen die Frage nach einem grundsätzlichen demokratischen Problem auf. Die Bevölkerung wird zwar grundsätzlich zum vollständigen Unterhalt des Systems herangezogen, hat aber keine wirklichen Möglichkeiten zur transparenten Kontrolle und zur Implementierung alternativer Technologien. Zudem erfolgen die Planungen wahrhaft technokratisch und im wahrsten Sinne über die Köpfe der Bürger hinweg. Mit dem Trassenbau geht eine Verspinnwebung der Landschaft einher, die weltweit ihresgleichen sucht. Während andere Länder längst auf Akkuspeicher setzen, die gleiches mit weniger Beeinträchtigung leisten können. Der Zusammenhang zwischen massiven und vollkommen wettbewerbsfreien Wirtschaftsinteressen bzw. Stakeholder-Interessen und der faktischen Monopolisierung eines wesentlichen Elements der Stromversorgung ist so glasklar zu erkennen, dass sich die bisherigen Parteien und Politiker eigentlich von selbst tiefrot verfärben müssten vor Scham.

Dabei ist das allerschlimmste, dass die Ausbaupläne, die auf diesen unvollständigen bis waghalsigen Szenarien beruhen, sich erwartbar in Wohlgefallen auflösen, wenn man die technischen Alternativen betrachtet die sich gerade auf den Weg machen, wirtschaftlich zu sein.

Ein simples Beispiel: Ein Gebäudeeigentümer hat in einem Gebäude gemischte Nutzungen sitzen, die insgesamt 28.000 kWh Strom benötigen. Dieser wird für 24 ct / kWh netto eingekauft. Er kann eine PV-Anlage mit 40 KW auf seinem Gebäude plus Carport/Garagen installieren. Die produziert 40.000 kWh Strom zu Refinanzierungskosten von 10 ct. / kWh und kann davon ca. 12.000 kWh direkt an die Nutzer liefern. Auf diesen Preis kommt dann noch die EEG-Umlage von 7 ct. / kWh. Das Netzentgelt entfällt.

Zusätzlich hat das sanierte Gebäude einen Energiekennwert für den Wärmebedarf von 60 kWh / m² bei ca. 1.200 m² Putzfläche, also 72.000 kWh, von denen 36.000 kWh durch eine Brennstoffzellenkaskade geliefert werden, die zusätzlich 18.000 kWh Strom liefert, dessen Erzeugungspreis mit 5 ct / kWh zu rechnen ist, plus 7 ct / kWh EEG-Umlage.

Der Reststromzukauf liegt damit bereits unter Null Euro. Dieses Modell rechnet sich bereits dadurch, dass die Erzeuger günstiger produzieren, als der Referenzpreis liegen würde und die Netzentgelte komplett entfallen. Der Politik bleibe ein weiteres Mal nur die fadenscheinige Behauptung, man müsse die EEG-Umlage erhöhen oder einen Solidaritätsbeitrag einführen, damit ein Netz finanziert wird, das diese Leute gar nicht brauchen. Das wird begrenzt funktionieren aber nicht lange. Dann koppeln sich diese Leute eben vom Netz ab und kaufen sicherheitshalber noch einen Speicher dazu.

Die Übertragungsnetzbetreiber stellen zunächst fest, dass in ihrem Szenariorahmenentwurf aus Zeitgründen die Entscheidungen zum KWK-Gesetz, die Entscheidung der Bundesnetzagentur zum Netzentwicklungsplan Gas vom 11.12.2015 und der Referentenentwurf zur EEG Reform 2016 bzw. der entsprechende Kabinettsbeschluss vom 08.06.2016 nicht berücksichtigt werden konnten. Insbesondere mit der Novellierung des EEG 2016 seien erst aktuell fixierte Randbedingungen in die Genehmigung eingeflossen. Die Konsequenzen dieser Änderungen und ihre Auswirkungen auf den Szenariorahmen konnten aufgrund der Kürze der Zeit nicht mit den Stakeholdern diskutiert werden.
S. 66

Unter den reklamierten Unzulänglichkeiten würde niemand einen schlüssigen Szenariorahmenentwurf erstellen können, eben weil sich ein Top-Down-Entwurf dahinter versteckt, der letztlich aus dem noch immer wirksamen obrigkeitsstaatlichen Denkmodell eines nationalstaatlichen Energiesystems resultiert. Womit eigentlich ein weiteres Indiz dafür geliefert wird, dass ein auf zentralisierter Lenkung, Steuerung und Überwachung basierendes Modell bereits systematisch ungeeignet ist, das präferable Modell der Zukunft zu sein. Das Problem besteht nicht so sehr darin, wer den Szenariorahmenentwurf erstellt, sondern dass er überhaupt erstellt wird.

Ferner beanstanden die Übertragungsnetzbetreiber, dass ohne den ausführlichen Text der Genehmigung die Zahlen nicht vollständig einzuordnen seien. So sei beispielsweise die Prüfung der Konsistenz der Zahlen zum Verbrauch nur eingeschränkt möglich. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber stellen die Zahlen im Tenor der Bundesnetzagentur den Versuch dar, zwischen einer energiewirtschaftlich sowie wissenschaftlich adäquaten und damit komplexen Modellierung auf der einen und einer einfacheren Festlegung nach politischen Zielvorgaben auf der anderen Seite zu vermitteln. Dieses Spannungsfeld sei auch in der Konsultation abgefragt worden.
Insgesamt seien für die Übertragungsnetzbetreiber wesentliche Annahmen zur Einordnung des Zahlenwerks aus dem Tenor nicht ersichtlich. Zudem sei die gewährte Anhörungsfrist mit drei Arbeitstagen deutlich zu kurz.
S. 66

Verstärkt die Feststellung, dass die Übertragungsnetzbetreiber der falsche Planungsbeauftragte sind.

Eine Gesamtbewertung – auch vor dem Hintergrund der nun im Tenor gesenkten EE-Mantelzahlen – könne durch die Übertragungsnetzbetreiber so kurzfristig nicht vorgenommen werden.
S. 66

Durch einen dezentralen Ansatz erübrigt sich der sowieso und der Weg, ohne den avisierten und heiß erwünschten Netzausbau auszukommen, wird klar.

Vor einigen Jahren hat der medial gehypte Prophet der Volkswirtschaft, Hans-Werner Sinn behauptet, es sei nicht möglich, flächendeckend kleineste Strommengen zu erzeugen und einzusammeln – obwohl das Verteilen auch kleinster Mengen sichtbar kein Problem darstellt. Der Aufwand sei viel zu groß und das vorhandene Potential der dezentralen Kleinsterzeuger ohnehin zu gering.

Abgesehen von der Absurdität der ersten Behauptung ist die zweite glasklar und nachweisbar falsch. Für die Erzeugung einer zur Vollversorgung der BRD ausreichenden Strommenge nur durch Photovoltaik genügen bereits knapp 4% der Bundesfläche. Knapp 15% der Bundesfläche sind aber bereits versiegelt. Eine konsequente Nutzbarmachung aller versiegelten Flächen reicht daher spielend aus. Statt die Nutzung nun durch irrwitzige Verkomplizierung des EEG und sinnfreie Beschränkung der Nutzung von geeigneten Flächen zum Schutz der konventionellen Erzeuger immer weiter voranzutreiben, sollte die Politik endlich Nägel mit Köpfen machen. Jede Bahnlinie und jede Autobahn / Bundesstraße kann überdacht werden, was nebenbei auch Energie zur Klimatisierung der Fahrzeuge spart, jeder Parkplatz, jedes Industriedach durch eine Nichtnutzungsabgabe, die sich am CO2-Äquivalent der nicht erzeugten generativen Strommenge bemisst, attraktiver gemacht werden, keine dieser Flächen muss ungenutzt bleiben.

Die Erfahrungswerte zeigen, dass je nach Nutzung der Gebäude und Flächen zwischen 35% und 50% des so erzeugten Stroms lokal auf den Punkt produziert und verbraucht werden können.

Durch Peak Shifting – auf Deutsch den zeitlich kurzfristigen Einsatz von Speichern – lässt sich dieser Prozentsatz auf 80 % heben. Den Rest kann Power-To-Gas als Langfristspeicher für die schlechten Wochen des Jahres erledigen.

Das einzige was dazu fehlt und was im Grunde die gesamte Arbeit der BNetzA und der ÜBN ad absurdum führt, ist das Fehlen echter politischer Entscheidungen, das Fehlen von Verbindlichkeit.

Doch zurück zum Sinn-Argument: Wäre diese Gerede stichhaltig, dann würde eine Feinverteilung, und Messung an jeder Verbrauchsstelle, wie heute üblich, genauso unmöglich sein. Ebenso die Erhebung, Speicherung, Auswertung und Verwaltung aller Sozialbeiträge, Steuererklärungen, Krankenkassenbeiträge etc. in derzeit üblichem Maßstab würden schlicht nicht funktionieren. Genauso wenig wie Paketdienste und die gesamte Handelslogistik. Wie denn, wenn bereits der faktisch relativ einfache Transport von Strom angeblich nicht funktionieren soll, nur weil sich gerade mal die Richtung ändert.

Die Peaks der PV-Erzeugung werden in die Speicher wandern, zunächst vor allem in die Home-Speicher, die der Windräder in dezentrale Großspeicher am Einspeisepunkt oder in P2G-Anlagen. Die Überschüsse der Braunkohleverstromung dagegen werden wider besseres Wissen über tausende Kilometer irgendwo hin transportiert, wo sie vielleicht jemand braucht. Was nur funktioniert, wenn diese speziell für die Großverbraucher – und nur für diese – konzipierten Bezugsquellen weiterhin durch massive Subventionen (Auch Abgabenentlastungen sind Subventionen des Steuerzahlers und der Endverbraucher) aufrechterhalten werden. Jener Steuerzahler, Bürger und Endverbraucher, die auf staatliche Einnahmen verzichten müssen, die dazu noch von den verbliebenen nicht privilegierten Netznutzern bezahlt werden müssen.

Dieser Krug kann über kurz oder lang von der normalen Bevölkerung nicht mehr gefüllt werden, denn sie hat keinen Nutzen davon. Im Gegenteil. Die Rechnung geht nicht auf. Schon gar nicht, wenn ihre verfügbaren Einkommen mit den Preissteigerungen immer weniger Schritt halten. Das trifft vor allem Rentner, Erwerbslose, Geringverdiener und Personen ohne qualifizierte Tätigkeiten.

Darüber hinaus sind der Bundesnetzagentur im Rahmen der Anhörung in einer separaten Kraftwerksliste detaillierte Hinweise zu einzelnen konventionellen Kraftwerken, mit der Bitte um Berücksichtigung, übergeben worden.
S. 67

Zu welchem Zweck? Bestandserhalt? Weitere Bevorzugung?

Im Hinblick auf die Annahmen zur regenerativen Erzeugung sind die Mantelzahlen der Erneuerbaren Energien für die Übertragungsnetzbetreiber auch unter Einbezug der aktuellen EEG-Novelle 2016 teilweise nur schwer nachvollziehbar.

Eine Darstellung der Annahmen zum Rückbau (insbesondere Wind Onshore) bzw. eine Darstellung, wie die Mantelzahlen der Genehmigung entstanden seien, wäre hilfreich, um diese Vorgaben zu verstehen. Die Übertragungsnetzbetreiber vermuten, dass der Rückbau von Windkraftanlagen mit dem Auslaufen der Förderdauer nach 20 Betriebsjahren gleichgesetzt wurde. Dies ist nach Meinung der Übertragungsnetzbetreiber nicht sachgerecht. Vielmehr sollten Aspekte wie der Weiterbetrieb von wirtschaftlich abgeschriebenen Bestandsanlagen (u.a. auf Grund eines Wegfalls des Repoweringbonus) berücksichtigt werden. Nach Erkenntnissen der Übertragungsnetzbetreiber erscheint ein längerer Weiterbetreib der Anlagen aus technisch wirtschaftlicher Sicht sehr wahrscheinlich. Die Annahmen einer längeren Lebensdauer würden zu deutlich höheren Mantelzahlen Wind onshore führen.
S. 67

Womit die Übertragungsnetzbetreiber implizit erneut zugeben, dass ihre zum Aufbau eines stichhaltigen und wahrscheinlichen Szenarios verfügbare Informationsgrundlage überhaupt nicht ausreicht. Vor allem, da gerade Wind – aber auch PV – durch die hohe Volatilität der Erzeugungsleistung und das bisher nahezu vollständige Fehlen von Puffertechnologie, bzw. deren bisherige Nichtberücksichtigung, einen nur ungefähr schätzbaren und real kaum vorhersehbaren Bedarf an Ausgleichskapazität erfordern.

Der Knackpunkt besteht darin, dass die vermeintlich mit der „Verantwortung“ betrauten Unternehmen lediglich eine technische Lösung der Herausforderung in Erwägung ziehen.

Dabei verhalten Sie vollständig nach einem bekannten Verhaltensmuster in allen Gesellschaften: Haben wir immer schon so gemacht. Jede Veränderung bedroht den Bestand und verursacht Unsicherheit. Geht nicht anders. Anders ist nicht möglich.

Die Verweigerung der Veränderung hat allerdings historisch nachweisbar stets den Untergang des bestehenden und mit aller Macht erhaltenen Systems verursacht. Früher oder später. Denn, wer nicht mit der Zeit geht, muss mit der Zeit gehen.

Da die Leistungen von PV und Wind bereits jetzt bei einem hinsichtlich der vertraglich vereinbarten und dennoch verfehlen Klimaziele viel zu niedrigen Ausbaustand dieser rein generativen Technologien das Volumen der höchsten Leistungsabfragen übersteigen, verhindert die Strategie der Bewältigung dieser Herausforderung durch Ausbau der vorhandenen Übertragungskapazitäten vor allem auf den höchsten Spannungsebenen zwei Dinge:
Den zügigen weiteren Ausbau rein generativer Stromerzeugung ebenso wie die Installation alternativer Technologien zur Verschiebung von Last- und Leistungsspitzen.

Über dem ganzen thront zudem ein bisher nicht erkanntes bzw., thematisiertes Risiko:

Es ist ja nett, wenn in Norddeutschland fünf Mal jährlich über ein zwei Tage zu viel Windstrom produziert wird, der dann mittels Süd-Link und Süd-Ost-Link nach Bayern und Süddeutschland abtransportiert wird, um dort verbraucht zu werden. Sollte dort dann gerade bestes PV-Wetter herrschen (Herbst / Frühjahr), kann Bayern mit dem Überschuss schließlich die seit über 40 Jahren bestehende Verbindung zu den Pumpspeicherkraftwerken in Österreich nutzen. Schließlich wird dort inzwischen mehr und mehr generativer Strom tagsüber gespeichert, da die Produktion der bayerischen Kernkraftwerke abnimmt und absehbar auslaufen wird. Sollten die Stauseen Österreichs nun mal gerade voll sein, könnte man ja den Strom nach Italien weiterreichen. Wenn man die Leitungskapazität dorthin ausbaut. Falls, das nicht geht, weil auch Italien gerade keinen Strom braucht, müsste man nur die Kapazitäten nach Südosteuropa erweitern, da deren generative Kapazitäten ja nahezu nicht existieren und somit nicht den Weiterbetrieb der konventionellen Kraftwerke stören. Weder den der eigenen, noch über Umwege den der Braunkohlekraftwerke in Nord- und Westdeutschland.

Was also, wenn in allen vernetzen Ländern Sättigung herrscht und auch all die wenigen bisherigen Speicherkapazitäten erschöpft sind? Wer wird zuerst wo vom Netz genommen und abgeschaltet? Wer garantiert die länderübergreifende Überwachung und Kommunikation? Wer garantiert, dass die potentiellen Stromempfängerländer nichts selbst große Kapazitäten generativer Erzeugung plus Speicher aufbauen? Nur weil (noch) der größte Teil der restlichen Welt am liebsten deutsche Autos kauft, weil deren Qualität so gut ist, kauft der Rest der Welt noch lange nicht den Strom in Deutschlands Ländern, nur weil der im selbst ernannten Leitmarkt für den Rest der Welt produziert wird.

Wem ist an der Stelle nicht klar, dass der gesamte Kommunikationsaufwand sich genau wie der notwendige Kapazitätszubau in allen Teilnetzen und an allen weiträumigen Verbindungen sich nicht einfach nur addiert, sondern multipliziert?

Wohingegen ein dezentraler Ansatz via gezielter Pufferspeicherkapazität in Haushalten Gewerben, Industrie, Transportmitteln an allen Netzknoten und an allen Erzeugern lediglich additiv zu Buche schlägt und vor sich allem durch gezielte Schaffung lokaler Überkapazitäten – die bei Batterie (Akku)speichern ja ohnehin schon technisch gewollt vorhanden ist – auch hier lediglich additiv auswirkt. Eben weil das der Effekt von Pufferspeichern ist.

Wir können bei der Betrachtung energetischer Systeme deren Nutzen im Bereich der Wärmebereitstellung klar und deutlich sehen. Nur ein vollkommen verwirrter Geist würde auf die Idee kommen, Nah- und Fernwärmenetze über mehrere hundert Kilometer zu bauen, nur um bei zufälligem oder gelegentlichem Produktionsüberschuss den Überschuss loszuwerden. Gerade der langfristige Unterhalt weiträumig ausgebauter Wärmenetze führt regelmäßig zu deren Außerbetriebnahme oder eben zu unverhältnismäßig hohen Erhaltungskosten.

Klar erkennbar ebenso, dass moderne Heizungen stets über immer größer werdende Pufferspeicher verfügen, um Leistungsspitzen zu kappen und so auch kleinere Dimensionierungen für die Wärmeerzeugung möglich machen. Sogar im mit extremen Angstzuschlägen behafteten Handwerk wird eine Heizleitung auf maximal das doppelte der tatsächlich notwendigen Heizleistung nach Norm umgesetzt, statt auf die tiefste denkbare Außentempreatur. Speziell bei Heizungen ist bei angemessener Dimensionierung plus Pufferspeicher zusätzlich noch der Effekt der Effizienzsteigerung zu beobachten, der Clou besteht jedoch in der deutlich günstigeren Kostenbilanz.
Auch wenn es sich um technisch vollkommen unterschiedliche Medien handelt, so geht es dabei doch um eines: Um die Regulierung des Angebots und der Nachfrage von Energie, gemessen und ausgedrückt in Kilowattstunden, nicht in Kilowatt, Megawatt oder Gigawatt. Diese Größen beschreiben Leistung, keine Energie. Allein das Denken in KW und PS verschleiert das eigentliche Thema. Von Politikern, betriebswirtschaftlich indoktrinierten Controllern und leider auch viel zu vielen Technikern gedankenlos gleichgesetzt, versteht eigentlich fast niemand wirklich die Zusammenhänge. Auf diesem Nährboden an intellektueller Schlampigkeit basieren noch immer Dimensionierungen in allen Bereichen, die auf Extrembedarf ausgerichtet und mit zusätzlichen, überwiegend vollständig unnötigen Sicherheitszuschlägen aufgebläht sind.

Die Berechnungsannahmen für die Zielanteile des erneuerbar erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch sind für die Übertragungsnetzbetreiber nicht ersichtlich. Nach einer ersten Einschätzung der Übertragungsnetzbetreiber seien die Zielgrößen nur mit sehr ambitionierten Annahmen zu den Volllaststunden – insbesondere für den Energieträger Wind – abbildbar. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber ist es fraglich, ob mit diesen Mantelzahlen in Kombination mit den Annahmen zur Stromnachfrage, die Zielanteile der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch erreichbar seien. Vor dem Hintergrund des weiterhin gültigen Förderdeckels von 52 GW für PV-Anlagen mit installierter Leistung von bis zu 750 kW seien die Zubauzahlen für diesen Energieträger sehr ambitioniert.
S. 67

Die besondere Bedeutungsschwere all dieser Aussagen und vor allem der damit zum Ausdruck gebrachten, faktisch bestehenden Unsicherheiten, liegt darin, dass sie von dem mit der Erstellung des Szenarios beauftragtem Gremium kommen. Damit sagen die ÜBN im Grunde direkt aus, dass sie der Aufgabe gar nicht gewachsen sind.

Ohne Kenntnis der Begründung des Szenariorahmens fällt es den Übertragungsnetzbetreibern schwer zu überprüfen, inwieweit die angegebenen Werte zur Stromnachfrage und Spitzenlast mit den veränderten Annahmen zur ökonomischen Entwicklung (Bevölkerungsentwicklung, BIP, etc.) und zu neuen Nachfrage-Technologien konsistent sind. Insbesondere sei eine konstante Spitzenlast vor dem Hintergrund einer Steigerung der Elektroautos um das 6-fache bzw. der Wärmepumpen um das 4-fache (von Szenario A 2030 zu Szenario C 2030) zu hinterfragen. Die gegenläufige Entwicklung von Stromnachfrage zu Spitzenlast resultiere unter Umständen in stark variierenden jährlichen Lastverläufen, die möglicherweise in sich nicht mehr plausibel seien.
Nicht nur, dass die Steigerungen bei Emobilität und Wärmepumpentechnologie als bloße Zahlen zu hinterfragen sind. Es geht auch um die Größenordnung, denn die Vorgabe der BNetzA für 25 kWh/100 km bei Elektroautos und 10.000 kWh / a bei Wärmepumpen sind vollkommen abwegig und unzutreffend.

Beispiel: NISSAN LEAF, Golfklasse mit ca. 1.560 Kg Fahrzeugmasse, ADAC-Verbrauch NEFZ 17,5 kWh, Erfahrungswert nach 100.000 real gefahrenen km im Allgäu: 10 kWh / 100 km. Bedeutet bei durchschnittlichem bundesdeutschen Fahrleistungen von 12.000 km / a = 1.200 kWh zusätzlicher Strombedarf.

Beispiel: EFH, 200 m² Putzfläche, berechnet wird kein verbesserter KFW-Standard (<100%), sondern EnEV 2009 = 64 kWh / m²a (KfW100) = 13.000 kWh Wärmebedarf plus 12,5 kWh / m² a Brauchwasser = 4.000 kWh Warmwasser, Luftwärmepumpe mit JAZ 2,5 = 6.800 kWh. Realstromverbrauch der Wärmepumpe in solchen Häusern (Stromrechnung): 3.600 kWh.

Diese Vorgaben sind somit abwegig.

Die ÜNB weisen ebenfalls auf die Auswirkungen der Einführung neuer Demand-Side Technologien hin. Dies seien insbesondere Speichertechnologien für PV-Systeme, Power-to-Gas-Anlagen und Demand-Side Management-Potentiale in der Industrie. Bei einer Berücksichtigung dieser Technologien bestünden viele Freiheitsgrade, die deren Verhalten im System beeinflussen. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber dienten diese vornehmlich der kostenminimalen Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem. Aus diesem Grund sollte ein Einsatz derart erfolgen, dass (die nun flexibilisierte) Last und Erzeugung möglichst deckungsgleich sind. Dies führe tendenziell zu verringerten Kosten des Systems und verbessere die Versorgungssicherheit. Es wird aber darauf hingewiesen, dass dies zu einer erhöhten Auslastung des Stromnetzes führen könne. Weitere Details zu diesen neuen Technologien sollten gemeinsam mit den Stakeholdern abgestimmt werden.
S. 67

Damit geben die ÜNB im Grunde zu, dass es an der Zeit ist diese Technologien nicht nur zu berücksichtigen, sondern gezielt mit ihnen zu planen.

Darüber hinaus thematisiert dieser Hinweis genau das, was bereits mittlerweile unzählige „Stakeholder“ anbieten. Das proaktive Vorgehen etlicher aggressiver Vertriebe signalisiert den beginnenden Paradigmenwechsel hin zu einem umfassenden Ausbau von Speichertechnologien:

SENEC (Deutsche Energieversorgung Leipzig) mit Stromcloud, Sonnen (Sonnen GMBH Wildpoldsried) mit Sonnenflat, GREG Energy, EON mit Cloud und viele mehr, die damit vor allem Speicher platzieren wollen. Zudem bieten verschiedene Energieunternehmen derzeit auch so genannte „Energiemanager“ an, elektronische Bauteile die Produktion und Verbrauch von Strom durch Zuschalten oder Abschalten flexibler Lasten aufeinander abstimmen und so den Eigenverbrauch optimieren sollen.

Der Haken an diesen Geräten ist die Internetanbindung und die nur über den Anbieter veränderbare technische Verfügungsgewalt. Was als „Unabhängigkeit“ angepriesen und verkauft wird, schafft in Wahrheit neue und noch umfangreichere Abhängigkeit gegenüber bestimmten Unternehmen, vor allem Netzbetreibern. Die Abhängigkeit wird vom Strombezug, der deutlich verringert wird, auf den Netzanschluss transferiert, der notwendig ist und bleibt, um von der neuen „Freiheit“ Gebrauch machen zu können.

Die Netzbetreiber selbst jedoch betreiben eifrig eine nie dagewesene Erweiterung des technischen Regelwerks und der im Stromzählerkasten zugelassenen Geräte, um über eine deutlich erhöhe Komplexität der notwendigen Technologie das Regelwerk vor allem für konkurrierende kommunale Verteilnetzbetreiber so zu erhöhen, dass Wettbewerb Mangels qualifiziertem Personal nicht mehr möglich ist.

Die vom Gesetzgeber jüngst beschlossene Angleichung der Netzentgelte ist dabei eine Vorstufe zur Wiedererrichtung eines unabdingbaren Monopols. Diesmal nicht gesetzlicher Natur, wie einst, sondern technischer Natur. Der eigentliche Nutzer, ob Miete oder Eigenheimbesitzer kann sich zum Beispiel nicht einmal den Zähler frei aussuchen, den er einbauen lassen will. Obwohl ihm die Wahl des Messdienstleisters angeblich freisteht.

Die nächsten beiden Schritte werden die Einführung so genannter Smart Meter, verbunden mit einer „marktgerechten“ Erhöhung der Grundgebühren und ein signifikanter Anstieg der Netzentgelte auf ein bundesweites Niveau von 12 ct bis 13 ct. sein.

Gleichzeitig werden die zunehmend erschwinglichen Speicher zur immer weiter voranschreitenden Nivellierung der Börsenstrompreise führen. Mit anderen Worten: Je mehr Speicher dazu genutzt werden, Vorteile aus zeitlich flexibilisierten Arbeitspreisen zu ziehen bzw. Lastverschiebung durch Eigenerzeugung und Verringerung des Stromzukaufs zu nutzen, desto geringer wird die mögliche Volatilität der Strompreise.

Wir sollten uns an der Stelle ernsthaft überlegen ob wir einen weitere Nutzungsverschiebung, sprich Zweckentfremdung der EEG-Umlage hinnehmen wollen.

Aus Perspektive der datenschutzbesorgten Bürger, die ihr Verhalten nicht ausspähen lassen wollen, bleiben nur ein paar Möglichkeiten:

– Akkuspeicher als Last- und Leistungsmanager für den persönlichen Bedarf. Bedeutet: Auslegung auf ein bis drei Tagesbedarfe (abhängig vom Geldbeutel und Versorgungssicherheitsbedürfnis
– Niemals den Einbau von fernsteuer-und fernauslesbaren Lastmanagern zulassen
– Galvanische Trennung des Haushalts vom Netz. Bedeutet: Das Netz beliefert nur den Speicher oder nimmt Strom ab. Der Haushalt die privaten Erzeuger (PV, Kleinwindkraft, Fuel Cells, BHKW) speisen in den Akku, bzw. entnehmen den Strom aus dem Akku.

Es ist leicht vorhersagbar, dass sich diese Systeme nur finanziell solvente Eigenheimbesitzer und liquide Unternehmen leisten können. Der Rest der Bevölkerung, gerade die weniger betuchten, werden unter erhöhten Kostendruck geraten. Schlicht weil sich die rein betriebswirtschaftlich orientierten, so genannten „energieintensiven“ und sonstig privilegierten Unternehmen bei den Netzentgelten einen ebenso schlanken Fuß machen werden, wie bei der EEG-Umlage. Mit anderen Worten: Die unter dem Durchschnitt lebenden 70% der Bevölkerung zahlen die Rechnung.

Treffen wird das vor allem Rentner, sozial bedürftige und Geringverdiener. Kurz, alle die niemals angemessen an der Entwicklung der Wirtschaft und am Wachstum beteiligt werden.

Die Bundesnetzagentur hat in den Szenarien erstmalig zusätzlich verschiedene Werte für Treiber der Sektorenkopplung, Flexibilitätsoptionen sowie dezentrale Speicher vorgegeben, die von den Übertragungsnetzbetreibern für die Erstellung der Netzentwicklungspläne 2017-2030 berücksichtigt werden müssen:

Szenariorahmenentwurf 2017 S. 70

Was nützen diese Werte in einer Art Zuordnung nach Geschmack, einer qualitativen Berücksichtigung? Worauf beruhen die Schätzungen?

Innovation bezeichnet in diesem Zusammenhang den Einsatz neuer Technologien im Stromsektor zur Steigerung der Flexibilität und der Energie-sowie Emissionseffizienz. Das Transformationstempo beschreibt die Umsetzungsgeschwindigkeit der Energiewende.

Das konservative Szenario A 2030 ist durch eine mäßige Geschwindigkeit bei der Umsetzung der Energiewende gekennzeichnet, in der die Einführung neuer
Technologien und der Innovationsgrad eher gering sind. Die Transformationsszenarien B 2030/2035 zeichnen sich gegenüber dem Szenario A 2030 dadurch aus, dass durch eine Vielzahl unterschiedlicher Maßnahmen und Technologien die Umsetzungsgeschwindigkeit der Energiewende erhöht wird. Im Innovationsszenario C 2030 ist sowohl der Innovationsgrad als auch das Transformationstempo am höchsten. Dies wird durch eine intensive Nutzung neuer Technologien sowie die Vernetzung der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr erreicht.
Die zunehmende Anzahl und Variation bestimmter Inputparameter durch die Übertragungsnetzbetreiber ermöglicht bei ausreichend genauer Prognose eine Erhöhung der Konsistenz der einzelnen Szenarien. Dies erlaubt eine exaktere Beschreibung der zukünftig denkbaren Entwicklungen, was zu einer Optimierung des von den Szenarien abgedeckten Wahrscheinlichkeitsraums führt. Hingegen führt eine Zunahme und stärkere Variation der Inputparameter immer seltener dazu, dass für alle Szenarien die gleichen Annahmen (z. B. bzgl. Stromverbrauch oder Jahreshöchstlast) getroffen werden. Dadurch sind Auswirkungen bei der Veränderung einzelner Parameter auf den Gesamtprozess immer schwerer zu erkennen.
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Implizit wird damit zugegeben, dass diese „neuen Technologien“ einen wesentlichen Einfluss auf den tatsächlich notwendigen Transportbedarf an Strom haben. Gerade der letzte Satz ist im Grunde das Eingeständnis, dass das gesamte Paket nicht stichhaltig ist.

Die logische Konsequenz daraus wäre, einen komplett anderen Ansatz zu wählen, der der historischen Realität des „bundesdeutschen Stromnetzes“ Rechnung trägt:

Das „Netz“ ist organisch aus etlichen lokalen Kleinnetzen erst gewachsen. Es gab nie und gibt bis heute keine zentrale Planung und Steuerung. Aber es gibt die Tatsache, dass Stromverbrauch weitgehend dezentral stattfindet, Stromerzeugung durchaus komplett dezentral stattfinden kann (was für den Löwenanteil der Strommenge sowieso der Fall ist. Der alternative Ansatz soll vor allem auch die Allmachtphantasien größenwahnsinniger Politiker, Konzernchefs und Verbandslobbyisten beendet.

Wir brauchen keine großen Energiekonzerne. Wir brauchen einfach nur die Bescheidenheit, so viel Strom wie sinnvoll lokal zu produzieren, bereits bei der Erzeugung und beim lokalen Verbrauch gezielt Lastspitzen zu kappen, dieses Vorgehen auf Basis dynamisch erfasster RLM-Messungen an allen Netzknoten wiederholen und so den Übertragungsbedarf klar reduzieren.

Wir brauchen eine Politik, die den technologischen Fortschritten Rechnung trägt und deren Implementierung nicht nur fördert, schon gar nicht mit bloßen Lippenbekenntnissen, sondern deren Verhinderer an die Kandare nimmt. Nicht über Subventionen, Zuschüsse oder EEG-Umlagen, sondern über eine gezielte Bepreisung der negativen Folgen konventioneller, fossiler, mit einem Wort: Degenerativer Erzeugung. Der Rest erledigt sich von selbst.

Besonders das Verhalten deutscher Automobilkonzerne, die die freiheitliche Gewähr der Selbstverantwortung geradezu mit Füßen treten, fordert geradezu ein, Kontrolle und Einhaltung von Normen, Standards und Umsetzung politisch vorgegebener Ziele konsequent durch unbestechliche, administrative Strukturen zu ersetzen und durchzusetzen.

Szenario A 2030: Der Nettostromverbrauch in Szenario A 2030 liegt bezogen auf das Referenzjahr 2015 auf einem niedrigeren Niveau. Der zu ermittelnde Wert der Jahreshöchstlast ist mit 84 GW in Szenario A 2030 leicht höher als der Referenzwert des Jahres 2015 von 83,7 GW. Dabei sind 1,1 Millionen Wärmepumpen und 1 Million Elektroautos sowie 1 GW Power-to-Gas, 3 GW PV-Batteriespeicher und 2 GW Demand-Side-Management (Industrie und GHD) zu berücksichtigten.
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Szenario B 2030: Der Nettostromverbrauch in Szenario B 2030 liegt bezogen auf das Referenzjahr 2015 auf einem höheren Niveau. Der zu ermittelnde Wert der Jahreshöchstlast ist mit 84 GW in Szenario B 2030 leicht höher als der Referenzwert des Jahres 2015 von 83,7 GW. Dabei sind 2,6 Millionen Wärmepumpen und 3 Millionen Elektroautos sowie 1,5 GW Power-to-Gas, 4,5 GW PV-Batteriespeicher und 4 GW Demand-Side-Management (Industrie und GHD) zu berücksichtigten.
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Szenario C 2030: Der Nettostromverbrauch in Szenario C 2030 liegt bezogen auf das Referenzjahr 2015 auf einem höheren Niveau. Der zu ermittelnde Wert der Jahreshöchstlast ist mit 84 GW in Szenario C 2030 leicht höher als der Referenzwert des Jahres 2015 von 83,7 GW. Dabei sind 4,1 Millionen Wärmepumpen und 6 Millionen Elektroautos sowie 2 GW Power-to-Gas, 6 GW PV-Batteriespeicher und 6 GW Demand-Side-Management (Industrie und GHD) zu berücksichtigten.
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Vergleicht man diese hier zitierten Gedankenspiele, dann kann man im Grunde keinerlei Berücksichtigung tatsächlich möglicher Veränderungen erkennen.

3.1 Grundcharakteristik
Ein Szenario ist als wahrscheinlich zu erachten, wenn es mit einer hinreichend hohen Realisierungswahrscheinlichkeit verbunden ist und somit das zu entwickelnde Stromnetz in der Zukunft den Anforderungen dieses Szenarios mit hinreichend hoher Wahrscheinlichkeit genügen muss.
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Ein alternativer Ansatz kann auf derlei Planspiele verzichten. Er geht zunächst vom Ist-Zustand aus: 84 GW Leistungsspitze bei rund 600 TWh Stromkapazität per anno. Das ist die Grundcharakteristik.
Er entwickelt sich Bottom-Up, ausgehend von dezentralem, in Realzeit gemessenem Verbrauch, Erfassung, Beschreibung und Kappung seiner lokalen Lastspitzen durch gezielten Speicherzubau plus 20% Reserve.
In seine kontinuierliche, dynamische Fortschreibung fließen lokale, kommunale und regionale Planungen kontinuierlich ein. Zuständig und verantwortlich sind jeweils die Betreiber einzelner, kommunaler Verteilnetze, die Hochskalierung auf die leistungsstärkeren Übertragungsnetze erfolgt additiv und informativ in Realzeit nach oben und nicht regulativ nach unten.

Verteilnetzausbau einschließlich Lastspitzenkappung hat Vorrang. Für den Verteilnetzausbau stellt die Europäische EU via EZB die Mittel zur Verfügung, Bürger können sich zu moderaten Renditen ihm Bereich der Inflation plus Abschreibung auf 50 Jahre direkt beteiligen. Schließlich haben sie ja den Nutzen, brauchen also keine 9% Rendite.

Mit einer Verringerung des Strombedarfs ist angesichts der zunehmenden Ausbreitung alternativer Technologie nicht zu rechnen. Vor allem sollte endlich klarer herausgestellt werden, dass Strommengen und Gesamtlast kaum direkten Bezug zu einander haben. Gerade die stromintensiven Industrien rufen zwar die höchsten Leistungen ab, brauchen aber im Verhältnis zu Ihrem Anteil am Leistungsbezug weniger Strom als alle anderen. Dazu kommt, dass gerade diese laststarken Verbraucher bei den Stromkosten noch immer derart privilegiert sind, dass Spitzenkappung und Effizienzmaßnahmen ihnen keinen Vorteil verschaffen. Wie soll ich an den Gebühren für die angeschlossene, bereit gestellte Leistung und Netzentgelten sparen, wenn ich gar keine bezahle?
Dazu kommt, dass eine nicht unerhebliche Zahl Mittelständer absichtlich den Stromverbrauch steigern, nur um innerhalb der Parameter zur Beanspruchung der Preisnachlässe zu bleiben. Eine der Stilblüten dieses Syste4ms besteht darin, dass Arbeitgeber ihren Mitarbeitern und Gästen sogar Elektroladesäulen zur kostenlosen Nutzung zur Verfügung stellen. Absurd und begrüßenswert zugleich.

Der Ausbau der Erneuerbaren Energien orientiert sich im Szenariorahmen 2017-2030 eng am jüngst geäußerten Willen des Bundesgesetzgebers in Form des Kabinettbeschlusses der Bundesregierung vom 08.06.2016 (nachfolgend EEG-E 2016). (Rückkopplung)
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Ungeachtet der Tatsache, dass dieser geäußerte Willen des Gesetzgebers rational betrachtet kein Ausbauprogramm, sondern eine gesicherte Ausbaubegrenzung darstellt, kann aktuell niemand vorhersehen, wie sich der Strompreis für die Mehrheit der Verbraucher entwickeln wird. Bereits jetzt ist zu erkennen, dass die durchschnittlich hohen Strompreise bei 29 Ct. / kWh netto in West-, Mittel und Norddeutschland den Zubau an PV auch ohne sofortige Rentabilität vorantreiben, während im Süden Preise von 20 ct / kWh bis 24 ct/ kWh noch keinen ausreichenden Handlungsdruck erzeugen.

Blickt man nun auf die beschlossene Angleichung der Netzentgelte, in deren Zug eine deutliche Preissteigerung im Süden zu erwarten ist, so ist es nicht weiter schwer zu erkennen, dass die Investitionskosten für PV in Schlagdistanz zu einer interessanten Rentabilität liegen, ohne eine Einspeisevergütung nötig zu haben.

3.2 Methodik zur Einhaltung der CO2-Reduktion
In den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 wird ein Erreichen der Klimaschutzziele unterstellt.
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Von dem aktuell bekannt ist, dass die BRD es verfehlen wird.

In Szenario A 2030 werden dagegen keine verbindlichen CO2-Restriktionen festgelegt, was zur Folge hat, dass der Einsatz des konventionellen Kraftwerksparks und die damit verbundene Menge an Treibhausgasemissionen alleine durch den Markt bestimmt wird. Folglich könnte es durchaus sein, dass in Szenario A 2030 das energiepolitische Ziel der das Bundesregierung im Hinblick auf die Reduktion der Treibhausgase nicht vollständig erfüllt wird.

Nicht nur könnte sein, sondern mit Sicherheit nicht erreicht wird, wenn es weiterhin keine verbindlichen Maßnahmen der Politik gibt. Eine Verharmlosung durch die Diktion „nicht vollständig erreicht“ ist bereits volkswirtschaftlich gesehen nicht akzeptabel.

Wenn eine Tonne CO2 70 oder 80 Euro volkwirtschaftlichen Schaden anrichtet, dann ist es nur logisch, CO2 künftig überall dort zu bepreisen, wo es entsteht. Ist dies nicht möglich, da beispielsweise ein Land ein Produkt herstellt und exportiert, ohne eine CO2 Bepreisung vorzunehmen, müssen alle exportierten Produkte dieses Landes im Empfängerland bepreist werden. Vom Erdgas und Erdöl bis hin zum komplexen Industrieprodukt. Verweigern Länder oder deren Industrien eine geprüfte Berechnung der CO2-Bepreisung, werden die Produkte eben geschätzt.

Da diese Form der Steuerung über Kosten alle gleichmäßig trifft, kann dabei niemand, nicht einmal ein Ignorant jeglicher Vernunft, wie der CDU-Wirtschafts-Lautsprecher Michael Fuchs, von Wettbewerbsnachteilen sprechen.

Alternativ kann CO2 technisch in Rohstoffe umgewandelt werden. Kostet also die technische Umwandlung einer Tonne CO2 z. B. 80 Euro, dann wäre das CO2 sinnvoll höher zu bepreisen, um die Investition in Umwandlungsanlagen lukrativ zu machen. Somit läge der Preis bei 8 ct. / Kilogramm. Wenn aber das Abtrennen von CO2 aus der Luft Kosten von 500 € / Tonne kostet, dann kann der Anteil an P2G in Zukunft nicht besonders hoch sein.

Um Renditen für die notwendigen Investitionen und Tragfähigkeit als Geschäftsmodell zu ermöglichen, wäre ein Aufschlag von 4 ct. vertretbar. Dann kostet ein Kilo CO2 eben 12 ct. Aufpreis.

Am Rande bemerkt: Ein Ausstoß von 366 Mio. Tonnen CO2 im Referenzjahr 1990 bei einer anvisierten und trotz aller politischen Vollmundigkeit nicht erreichten Senkung um 20% bis 2020 ergibt im allergröbsten Mittel (366 Mto. plus 366 Mto. minus 72 Mto. geteilt durch 2 gleich) 315 Mto. pro Jahr oder 25,2 Mrd. Euro jährliche Vernichtung zukünftiger Ressourcen. Anders herum gesehen der Aufbau von Erblasten zu Ungunsten nachfolgender Generationen.

Entsprechend lässt sich für jeden Brennstoff eine Emissionsmenge in Gramm / kWh benennen, die dann zu Bepreisung des CO2 pro kWh der eingesetzten Energiemenge je Energieträger führt. Der Referenzwert liegt daher bei 1,2 ct / 100 g CO2. Bei Erdgas z. B. 2,4 ct / kWh, bei Heizöl und Diesel 3,4 ct / kWh, bei Benzin 3 ct. kWh, bei Holz 0,24 ct / kWh, bei Windenenergie, PV und Wasserkraft wären es 0 ct / kWh, da lediglich die Herstellung bepreist wird.

Dieser Aufpreis ist auf ausnahmslos alle primär zum Einsatz kommenden Energieträger zu erheben. Im Verbund von 18 oder 19 Staaten der G20 wird daraus einfach und genial ein wirksames Instrument. Die Einnahmen werden über einen Sonderfond bei der Weltbank in EE-Projekte weltweit reinvestiert. Eine nationale Vereinnahmung und Verwendung der Gelder ist kontraproduktiv und im Grunde überflüssig, da die damit verbundene Kostenerhöhung ohnehin zu einer Steigerung CO2-freier Energienutzung führen wird. Zudem wird bei einem internationalisierten Ansatz keiner übervorteilt.

Zur Beschleunigung der Entwicklung sollte der Satz jährlich um 1,2 ct. / kWh steigen, solange bis eine nachhaltige Trendwende klar erkennbar ist. Die Gesamtbelastung wird sich schnell verringern, da neue und effizientere Technologien damit eine deutlich stärkere Position an den Märkten erhalten. Es ist Aufgabe der nationalen Regierungen, die Wirtschaftssubjekte durch geeignete Finanzierungshilfen zu Veränderungen zu motivieren.

Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass sich die CO2-Obergenzen als Nebenbedingung in der Marktsimulation nicht auf die installierten Erzeugerleistungen im Szenariorahmen 2017-2030 auswirken. Die Nebenbedingung wird aber Auswirkungen auf die Simulation des Betriebs des gesamten konventionellen Kraftwerksparks haben.
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Angesichts der Tatsache, dass 98 % der Onshore Windkraftanlagen und 100 % der Photovoltaikanlagen an die Verteilnetze angeschlossen sind und der weitere Zubau an Anlagen voraussichtlich ebenfalls dort stattfinden wird, geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass die Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung vor allem den Netzausbaubedarf in den Verteilnetzen reduzieren wird. Die Spitzenkappung würde sich demnach unmittelbar und voraussichtlich auch am effektivsten auf der Ebene der Verteilnetze und nur mittelbar auf der Ebene der Übertragungsnetze auswirken.

Damit gibt die BNetzA meinen zuvor geäußerten Gedanken vollumfänglich recht. Bleibt nur die Konsequenz der Politik, die Spitzenkappung auf Verteilnetzebene (Haushalte, GHD und kleine Industrie – Ortsnetztrafos, Umspannwerke bis 30KV/110KV) umgehend durch Finanzinstrumente unter Bürgerbeteiligung in Angriff zu nehmen. Dieses Projekt darf nicht erneut zur alleinigen Machtübernahme von lediglich ein paar großen Playern führen.

Gegenwärtig lässt sich aus §§ 8, 11 und 12 EEG 2014 noch ableiten, dass die Verteilnetz-und Übertragungsnetzbetreiber (Netzbetreiber) verpflichtet sind, ihre Netze so zu dimensionieren und auszubauen, dass die Netze jederzeit den gesamten Strom aus regenerativer Erzeugung aufnehmen und transportieren können. Auch die Planungsgrundsätze der Netzentwicklungspläne der Übertragungsnetzbetreiber orientieren sich im Grundsatz an dieser Verpflichtung.
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Es dürfte inzwischen klar sein, dass diese Eindimensionalität schlicht nicht ausreicht.

Durch die zukünftige gesetzlich verankerte Möglichkeit der Spitzenkappung erhält der Verteilnetzbetreiber mehr Flexibilität bei der Planung seines Netzes. Denn nach aktuell geltender Rechtslage muss ein Netzbetreiber sein Netz (noch) vollständig ausbauen, verstärken und optimieren, z. B. auch durch den Einsatz intelligenter Netztechnik (z. B. regelbare Ortsnetztransformatoren), um den Bedarfen aller Netznutzer gerecht zu werden. Bestehende und nach den Bedarfsprognosen zu erwartende Netzengpässe sind zu vermeiden, um insbesondere die gesamte Energie der Stromerzeugungsanlagen aufzunehmen und weiterleiten zu können. Durch die Möglichkeit der Spitzenkappung erhält der Verteilnetzbetreiber die Option, in einem begrenzten Umfang die Spitzenkappung von Erneuerbare-Energien-Anlagen als Alternative bei der Netzplanung zu berücksichtigen. Damit wird dem Verteilnetzbetreiber die Möglichkeit eröffnet, sein Netz nicht mehr auf die Aufnahme der letzten Kilowattstunde auszulegen, sondern es auf ein zur Gewährleistung des energiewirtschaftlichen Zwecks nach § 1 Abs. 1 EnWG in Verbindung mit § 1 Abs. 1 EEG-E 2016 volkswirtschaftlich sinnvolles Maß zu dimensionieren.
Es bleibt die Erwartung, dass diese Erkenntnis schnellstmöglich in vernünftige Gesetzesform und konkrete Umsetzungsstrukturen gebracht wird. Betrachtet man den aktuellen Wahlkampf, sieht es nicht danach aus. Im Gegenteil. Es droht die weitere Verschleppung durch eine erneute große Koalition, die die Energiewende mehrheitlich aktiv verhindert. Auch bei einer wieder in den Bundestag einziehenden FDP ist keinesfalls damit zu rechnen, dass gesellschaftliche und volkswirtschaftliche Vernunft sich dort je Bahn bricht. Dieser wiederbelebte Player, unberechtigterweise noch immer als liberale Partei bezeichnet, unterscheidet sich personell kaum und ideologisch / inhaltlich kein Stück von der FDP, die bei der letzten Wahl mit Recht aus dem Parlament geworfen wurde.

Unberührt hiervon bleibt der Grundsatz der planerischen Gestaltungsfreiheit des Verteilnetzbetreibers. Die Netzplanung bleibt seine alleinige Aufgabe und er bleibt dafür verantwortlich, seinen Netzausbau auf der Grundlage von sachgerechten Prognosen und Annahmen bedarfsgerecht zu dimensionieren. Durch die Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung erhält der Verteilnetzbetreiber eine zusätzliche Option. Inwiefern er diese Option nutzt, steht in seinem Verantwortungsbereich. Die Übertragungsnetzbetreiber sind hingegen im Rahmen der Erstellung des Netzentwicklungsplans verpflichtet, die Regelungen der Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 EnWG n. F. bei der Netzplanung anzuwenden.
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Die gegenwärtige Strukturierung der Verteilnetzbetreiber lässt keinen Schluss darauf zu, dass diese ihre Flexibilisierungsoptionen tatsächlich bzw., im Sinne der Verbraucher nutzen. Ihnen die Entscheidung frei zu überlassen, erfüllt den Tatbestand der Vernachlässigung, bedeutet im Gegenteil zum Auftrag öffentlicher Daseinsvorsorge glatt eine politische Kapitulation auf Grund der strukturimmanenten Mutlosigkeit der aktuell relevanten Parteien. Es geht allen nur noch um den reinen Bestandserhalt. Ein Geist, der mehr und mehr auf die Bevölkerung abfärbt. Der Geist, der die unternehmerischen Akteure und auch deren nicht-unternehmerisch tätige Mitarbeiter in deutschen Ländern früher einmal erfolgreich gemacht hat: Die Einstellung, grundsätzlich alles, was man geschaffen hat, qualitativ weiter zu verbessern, ist längst einer Mentalität der Besitzstandswahrung und Absicherung, falls möglich monetären Verbesserung des persönlichen Status gewichen. Adenauers Maxime „Bloß keine Experimente“ ist nicht nur Common Sense der deutschen spätindustriellen Gesellschaft, sondern durch allgemeine Erwartungshaltung eine geradezu verpflichtende Vorgabe. Das geht momentan zwar gut, wird sich aber unweigerlich und abrupt verändern. Noch kauft die Welt gern „deutsche“ Produkte, doch sie merkt, langsam, dass sie die nicht braucht. Es gibt längst besseres von anderen Orten.

Die Ausbauziele beziffern sich gemäß § 1 EEG-E 2016 wie folgt:
„(1) Zweck dieses Gesetzes ist es, insbesondere im Interesse des Klima-und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu fördern.
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Betrachtet man die Bilanz nach 18 Jahren Energiewende, stellt man fest, dass die Politik dabei seit mehr als einem Jahrzehnt versagt. Ein weiteres nie eingelöstes Versprechen.

Dazu bleibt Peter Altmaier in seiner vorübergehenden Rolle als Bundeumweltminister im Rahmen einer Rede vor der HWK Augsburg im Jahre 2013 zu zitieren: „Die Energiewende muss und wird immer das Ziel der Bundesregierung bleiben.“ Logik: Was immer Ziel bleiben muss, darf auch nie erreicht werden. Sonst wäre es ja kein Ziel mehr und könnte nicht für immer bleiben.

Die Realität sagt eines ganz klar: Weg mit den Ausbaupfaden. Die bremsen, statt für den notwendigen Umbau zu sorgen.

3.4.2.1 Betriebsdauer der Kraftwerke im Allgemeinen

Mit der Annahme einer pauschalen, zwischen den Szenarien unterschiedlichen, technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer der Kraftwerke wird die im Szenariorahmen 2025 gewählte Vorgehensweise zur Modellierung des Kraftwerksrückbaus erneut angewandt. Somit werden weiterhin energieträgerspezifisch technisch-wirtschaftliche Betriebsdauern von konventionellen Kraftwerken unterstellt.
Dazu ist anzumerken, dass die Bundesnetzagentur die Auffassung einiger Konsultationsteilnehmer dahingehend teilt, dass die Bestimmung der Betriebsdauer von Kraftwerken nicht einfach ist. Nicht in jedem Fall werden Kraftwerke nach dem Ende der ursprünglich geplanten technischen Betriebsdauer stillgelegt. Die technische Betriebsdauer der Kraftwerke kann auf der einen Seite durch Retrofit verlängert werden. Auf der anderen Seite können erschwerte wirtschaftliche Bedingungen zur frühzeitigen Stilllegung von Kraftwerken führen.
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Die Annahme einer technisch. wirtschaftlichen Betriebsdauer ist zwar betriebswirtschaftlich im Sinne der Betreiber und deren Sprachrohr BDEW nachvollziehbar. Politisch jedoch gibt es keinen Grund, diesem Bedürfnis durch Bestandsgarantien Rechnung zu tragen. Schon gar nicht für Zeiträume von 40 und mehr Jahren. Man darf unmöglich übersehen, dass diese Kraftwerke ihre betriebswirtschaftliche Rentabilität weitgehend bis nahezu vollständig dadurch erreichen, dass sie mit Steuergeld oder Staatsverschuldung – was am Ende auch Steuergeld bedeutet – überhaupt erst erschaffen wurden und Jahre Betrieb durch staatliche Vergünstigungen nach wie vor überhaupt erst ermöglich wird. Das Ergebnis ist eine massive Minder-Bepreisung elektrischer Energie am Markt. Nicht nur in der BRD, nein, in nahezu allen Ländern. Bei so gut wie jedem anderen Produkt würde man das als Preisdumping bezeichnen, als Wettbewerbsverzerrung. Die Europäischen Verträge haben nicht ohne Grund eine Beseitigung all dieser Beihilfen vorgesehen. Sie wirken nur leider noch immer nicht auf den vorvertraglichen Altbestand zurück.

Die Renditegarantie für das eingesetzte Eigenkapital der an den Netzbetreibern beteiligten Stakeholder hat exakt die gleiche volkswirtschaftlich fatale Wirkung.

Jeder kleine Privatunternehmer oder Mittelständler würde angesichts einer staatlich gesicherten Renditegarantie von 9% auf sein eingesetztes Kapital Purzelbäume vor Begeisterung schlagen.

Die Bestimmung der Betriebsdauer angesichts der gegenwärtigen Vorgaben mag „nicht einfach“ sein. Angesichts der vertraglich eingegangenen Verpflichtung auf das Erreichen bestimmter Klimaziele fällt die Antwort auf diese Frage jedoch denkbar einfach aus: So kurz wie möglich.

Da sich volkswirtschaftliche Betriebskosten alternativer Erzeugung kostenseitig in etwa mit real und volkswirtschaftlichen Kosten degenerativer Erzeugung decken, bzw. erstere der zweiteren Technologie in der Hinsicht sogar überlegen ist (angemessener CO2-Preis), kann es nur logisch sein, den derzeit bestehenden, in den Regelungen der Vergangenheit begründeten Vorteil von den konventionellen, degenerativen Technologien endlich und definitiv auf die rein generativen zu verlagern.

Die politischen Planungsvorgaben für den Kraftwerkspark betreffen dann die Erstellung und laufende Anpassung von Restlaufzeiten für bestehende konventionelle Erzeugung. Innerhalb dieser Planung müssen sich diese Erzeugungsarten einem internen Wettbewerb stellen und dürfen sich nicht mehr via komfortablem Hartz-IV-für-Energiekonzerne weiter als gut gefüttertes Hindernis für die Energiewende im Glanz auskömmlicher Renditen sonnen.

Wobei man fairerweise auch sagen muss, dass der Effekt der so genannten „Erneuerbaren“ genau diese konventionelle Erzeugung ihre sattesten Gewinne eingebüßt hat. Der aktuelle Strompreis – also der wirkliche börsennotierte Arbeitspreis für Strom – sich nahezu gedrittelt hat. Das ist der systemimmanente Effekt des EEG. Von dem bei den meisten Bürgern nur rein gar nichts ankommt. Leider nutzt die energieintensive Industrie diesen Preisvorteil, von dem sie direkt profitiert, nicht dafür, sich an der EEG-Umlage stärker zu beteiligen. Stattdessen setzt Sie diese zusätzliche Rendite am Weltmarkt ein, um günstiger anbieten zu können. Das geht kurzfristig zwar auf und beschert der BRD seit Jahren zusätzliches Wachstum und Erfolg, wird aber über kurz oder lang zur Achillesferse, da konkurrierende Nationen kompromisslos auf Erneuerung auf allen Ebenen der Energiewirtschaft setzen.

3.4.2.2 Betriebsdauer von Braunkohlekraftwerken
In allen Szenarien wird der Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber übernommen und eine technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer für Braunkohlekraftwerke von 50 Jahren in Szenario A 2030 und 45 Jahren in Szenario B 2030/2035 sowie 40 Jahren in Szenario C 2030 angenommen.

Aus eben beschriebenen Gründen viel zu lange und angesichts der Verpflichtungen in den Klimaverträgen unhaltbar.

Nach der Meinung mehrerer Konsultationsteilnehmer muss die Betriebsdauer von Braunkohlekraftwerken an die Dauer der Genehmigungen der dazu gehörenden Tagebaue gekoppelt werden. Um die größtmögliche Bandbreite möglicher Entwicklungen darzustellen sei es sinnvoll, auch ein Szenario zu betrachten, in dem die Erzeugung von Energie durch Braunkohlekraftwerke weiterhin einen großen Beitrag leistet. Zwar sei die Wirtschaftlichkeit von Braunkohlekraftwerken in Zukunft weiterhin unklar. Durch die jüngsten politischen und wirtschaftlichen Entwicklungen, wie beispielsweise den Verkauf der Braunkohlekraftwerke in der Lausitz an den Konzern EPH, sei jedoch zu erwarten, dass die Betreiber von Braunkohlekraftwerken, die nicht in die Sicherheitsbereitschaft fallen, so lange wie möglich an dem Betrieb der Kraftwerke festhalten werden. Ebenfalls sehen die Planungen der Landesregierungen der Länder, in denen Braunkohle gefördert wird, ein Ausstiegsdatum erst nach 2030 vor.
S. 84

Die Betriebsdauer von Kraftwerken egal welcher Art in die „Szenariorahmen“ einzubeziehen ist nur dann sinnhaft, wenn ein klarer, qualitativ exakt definierter Ausstiegskorridor für jegliche nicht-CO2-neutrale Technologie vorgegeben ist. Alles andere führt lediglich zur Balgerei um den Knochen, wer die klimaschädliche Technologie am längsten nutzen darf und dadurch über die nach wie vor übliche politische Landschaftspflege zu künstlicher Lebensverlängerung gescheiterter und so oder so gesehen nicht zukunftsfähiger Geschäftsmodelle. Schluss mit dem Auftürmen physikalischer, chemischer und monetärer Erblasten zu Gunsten vorübergehenden Profits.

Einige Konsultationsteilnehmer fordern gezielt die Stilllegung von Braunkohlekraftwerken beispielsweise auf Grundlage des Impulspapiers „Elf Punkte für ein Kohlekonsenskonzept zur schrittweisen Dekarbonisierung des Stromsektors“ der Agora Energiewende. Dieser Forderung kommt die Bundesnetzagentur jedoch nicht nach, da sie weiterhin eine pauschale technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer als die am besten geeignete Methode für die Prognosen im Szenariorahmen ansieht. Die Bundesnetzagentur sieht keine Handhabe zur gezielten Stilllegung von Braunkohlekraftwerken, da die gegenwärtige Rechtslage den Betrieb von Braunkohlekraftwerken weiterhin erlaubt. Damit steht sie im Einklang mit mehreren Konsultationsteilnehmern, die fordern, keine zusätzlichen Stilllegungen von Braunkohlekraftwerken anzunehmen.
S. 86

Es stellt sich die Frage, ob die BNetzA überhaupt für Fragen der Stilllegung oder des Weiterbetriebs von Kohlekraftwerken und Tagebauen zuständig ist. Ich denke: Nein. Es sei denn sie erhält dazu einen Auftrag vom Souverän. (Immer daran denken, wer der Souverän eigentlich ist!).

Der Rahmen ist politisch. Also ist technisch der Gesetzgeber zuständig. Der wiederum von den Ergebnissen politischer Wahlen abhängt.

Man kann der BNetzA in der Frage bestenfalls vorwerfen, keinen Szenariorahmen auf Basis eines Ausstiegs aus jeglicher oder bestimmter fossiler Stromerzeugung vorlegen zu lassen. Ansonsten verhält sich die BNetzA in der Frage aufgabenkonform.

An der Stelle möchte ich darauf hinweisen, dass die Annahme einer „pauschalen technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer als am besten geeignete Methode für die Prognosen im Szenariorahmen“ einen der eigentlich geschossenen Böcke darstellt.

Denn diese Annahme führt zwangsläufig zu Szenarien mit geringem bis mäßigen Zubau generativer Technologie, wobei die Szenarien anschließend wieder als Argument dienen oder gar als Beweis herhalten dürfen, dass eine Vollversorgung mit rein generativer Technologie angeblich gar nicht erreichbar ist. Diese Denkweise ist redundant und hinsichtlich der Klimaziele nicht zielführend. Man könnte auch von Selbstbetrug sprechen.
Letztlich muss jede Kritik den Gesetzgeber und vor allem die politischen Akteure treffen.

Vollkommen willkürlich und ohne stichhaltigen Grund ist die Forderung einiger Konsultationsteilnehmer, keine zusätzlichen Stilllegungen von Braunkohlekraftwerken anzunehmen. Diese Annahme sollte eigentlich selbstverständlich sein, im Gegenteil sollte auch eine vollständige Stilllegung aller Kohlekraftwerke betrachtet werden. Doch auch an der Stelle ist der Gesetzgeber gefordert.

Allerdings zeigt sich hier die faktische Wirkungsweise der vom Gesetzgeber zusammen mit den Stakeholdern geschaffenen Konstellation: Der Gesetzgeber nimmt sich selbst damit aus der Schusslinie und Verantwortung, indem er diese zentralen Zukunftsfragen bei einer Behörde auf eine Art Verkehrsübungsplatz schickt, auf dem sich dann verschiedene Interessenvertreter die Köpfe einschlagen dürfen – oder Ringelpiez ohne Anfassen spielen.

Jetzt stellen wir uns nur einen Augenblick vor, der Gesetzgeber würde in irgendeinem anderem Segment der Volkswirtschaft so ein massiv wirkmächtiges Regime schaffen. Z. B. ein Szenariorahmen Wohnungsbau, in welchem Investorenrenditen garantiert werden, Mieten und Nebenkosten zentral gesteuert, regional oder lokal beschlossen und von einer Behörde genehmigt werden und die Gesamthöhe der Miete bezüglich aller administrativen und finanzwirtschaftlichen Bestandteile gesetzlich festgelegt wird….

Da es die Aufgabe des Netzentwicklungsplans ist, im Grundsatz ein Netz zu planen, das ohne teure Redispatch-Maßnahmen sicher funktionieren soll, macht eine Einbeziehung der Redispatch-Absicherung in Form von Netzreservekraftwerken keinen Sinn. Die Annahme einer konkreten Netzreserve würde somit die Aufgabe des Netzentwicklungsplans konterkarieren und wird im Szenariorahmen 2017-2030 folgerichtig nicht berücksichtigt.
WS. 86

Gerade um „teure Re-Dispatch-Maßnahmen“ zu vermeiden, ist es mittlerweile mehr als angezeigt, der monovalenten Lösung „Stromautobahnen“ alternative Technologien in einem qualitativen Wettbewerbsumfeld zu gleichen Bedingungen gegenüber zu stellen. Gerade mit Stromautobahnen wird der Bedarf an Re-Dispatch um kein Jota geringer. Im Gegenteil. Nur sorgloser, weil ja stets genug Kapazität da ist. Jedem Betreiber eines Speichers, der netzdienlich implementiert wird, sind daher ebenfalls 9% Rendite auf bis zu 40% eingesetztes Eigenkapital zu garantieren. Oder vernünftigerweise keinem, weder dem Speicherbetreiber noch dem Netzbetreiber sind Renditen deutlich über dem Marktniveau faktisch risikofreier Kapitalanlagen zu garantieren. Jeder nicht benötigte Meter „Stromautobahn“ ist ein Stück Lebensqualität für alle.

Die Kraftwerke der Kapazitätsreserve werden demgegenüber im Szenariorahmen 2017-2030 berücksichtigt. Die Kapazitätsreserve wird für den Fall vorgehalten, in welchem sowohl der Energiemarkt als auch die zur Verfügung stehende Regelleistung nicht ausreichen, um die nachgefragte Energiemenge bereitzustellen. Die Kraftwerke der Kapazitätsreserve dürfen selber nicht am Energiemarkt teilnehmen. Die Kapazitätsreserve soll nach dem am 22.06.2016 gefassten Beschluss des Bundestages gemäß § 13e Abs. 2 EnWG-E aus Bestandsanlagen in der als Regelfall festgelegten Höhe von 2 GW bestehen, welche in einem Ausschreibungsverfahren einen Zuschlag für die Kapazitätsreserve erhalten.
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Als Regelfall festgelegte Reserve von 2 GW ist schön und gut. Rund und sinnvoll wird diese Zahl allerdings auch erst, wenn die dabei angenommene Laufzeit im Ernstfall auch genannt wird. Theoretisch lautet die Antwort zwar: So lange wie nötig! Doch auf welche Störfälle ist das bezogen?
Entsprechend darf ein Szenario angenommen werden in dem
– In jedem Haushalt 5 kWh zuschaltbare Speicherkapazität bei 2,5 KW zuschaltbarer Leistung verbaut sind (200 GWh / 100 GW)
– 30 Millionen Elektroautos mit 30 KWh Speicherkapazität und 3,7 KW zuschaltbarer Leistung (einphasige Anbindung an ganz normalen 16 A / 230 V Steckdosen) permanent irgendwo am Netz angeschlossen sind (900 GWh/ 110 GW)
– An 600.000 Ortsnetztrafos 2 MWh Kapazität bei 1 MW Leistung verfügbar sind (1,2 TWh / 0,6 TW)
– Weitere Kapazitäten noch größeren Umfangs, aber in kleinerer Stückzahl an allen übrigen Netzknoten verfügbar sind. Wobei diese ernsthaft betrachtet gar nicht notwendig sind.

Die Übertragungsnetzbetreiber müssen für die Notwendigkeit der Kapazitätsreserve im Rahmen der Marktmodellierung zunächst ein entsprechendes Marktversagen feststellen. Nur in einem solchen Fall müssen die Übertragungsnetzbetreiber die Auswahl der in der Kapazitätsreserve geführten Bestandskraftwerke nach bestimmten Kriterien durchführen. Diese Kriterien werden von der Bundesnetzagentur für den Szenariorahmen 2017-2030 wie folgt festgelegt:
-Installierte Leistung: ≥ 50 MW
-Lastfolgeverhalten: Änderung von ≥ 30 % der Nennleistung in 15 min
-Kraftwerkstyp: Erdgas, Steinkohle, Mineralöl oder „sonstige“ Kraftwerke
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Generative Kraftwerke plus Speicher sind als funktionelle Einheiten ebenfalls zu berücksichtigen.

3.4.3 Flexibilitätsoptionen und Speicher

Der Szenariorahmen 2017-2030 enthält erstmalig zusätzliche verschiedene Flexibilitätsoptionen. Hierzu zählen im Wesentlichen dezentrale und zentrale Speicher, das Lastmanagement klassischer und neuer Stromanwendungen sowie die (zeitliche) Entkopplung der Strom-und Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen. Die jeweiligen qualitativen Ausprägungen dieser Flexibilitätsoptionen sind im Szenario A 2030 gering, in den Szenarien B 2030/2035 mittel und im Szenario C 2030 hoch.
Die Bundesnetzagentur begrüßt grundsätzlich die Aufnahme zusätzlicher Flexibilitätsoptionen in den Szenariorahmen, da eine steigende Tendenz des Bedarfs an Flexibilisierungsoptionen zu beobachten ist. So scheint eine angemessene Berücksichtigung von Flexibilisierungsoptionen, insbesondere neuer Flexibilisierungsoptionen wie dezentrale Speicher und Elektromobilität, im Szenariorahmen sinnvoll. Viele der im Rahmen der Konsultation und der „Workshops“ vom 02.02.2016 und vom 11.02.2016 geäußerten Stellungnahmen teilen diese Auffassung.
S. 88

Wobei die Auslegung der Begriffe „gering, mittel, hoch“ leider kaum über zwergenhafte Mutlosigkeit hinausgeht, während die alte Dinosauriertechnik noch immer als Schlüsseltechnologie gesehen wird. Was fehlt, ist wenigsten EIN Szenario ohne Dinosaurier.

3.4.3 Flexibilitätsoptionen und Speicher
Der Szenariorahmen 2017-2030 enthält erstmalig zusätzliche verschiedene Flexibilitätsoptionen. Hierzu zählen im Wesentlichen dezentrale und zentrale Speicher, das Lastmanagement klassischer und neuer Stromanwendungen sowie die (zeitliche) Entkopplung der Strom-und Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen. Die jeweiligen qualitativen Ausprägungen dieser Flexibilitätsoptionen sind im Szenario A 2030 gering, in den Szenarien B 2030/2035 mittel und im Szenario C 2030 hoch.
S. 88

Hier gilt eben gesagtes gleichermaßen. Es bedarf einer klaren politischen Beauftragung, das Ganze ernsthaft mit einzubeziehen. Andere Länder tun es schon. Hierzulande klammert man sich an das Bestehende. Aber: Wer stehen bleibt, wird überholt.

Die Bundesnetzagentur begrüßt grundsätzlich die Aufnahme zusätzlicher Flexibilitätsoptionen in den Szenariorahmen, da eine steigende Tendenz des Bedarfs an Flexibilisierungsoptionen zu beobachten ist. So scheint eine angemessene Berücksichtigung von Flexibilisierungsoptionen, insbesondere neuer Flexibilisierungsoptionen wie dezentrale Speicher und Elektromobilität, im Szenariorahmen sinnvoll. Viele der im Rahmen der Konsultation und der „Workshops“ vom 02.02.2016 und vom 11.02.2016 geäußerten Stellungnahmen teilen diese Auffassung.
S. 89

Ein Anfang ist besser als gar nichts.

Bei der Berücksichtigung des Lastmanagements neuer Stromanwendungen liegt der Fokus primär auf Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen. Elektromobilität kann im Rahmen des Lastmanagements berücksichtigt werden, da sich das Laden der Elektrofahrzeuge als zusätzliche Last darstellt. Entgegen dem Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber soll angenommen werden, dass die Verbreitung zunächst im urbanen Raum stattfindet. Es wird unterstellt, dass in städtischen Gebieten eine höhere Akzeptanz neuer Mobilitätskonzepte, zum Beispiel Car-Sharing, vorhanden ist. So geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass zunächst insbesondere junge Großstadtbewohner die Entwicklung der Elektromobilität vorantreiben werden.
S. 90

Wie die BNetzA zu der Annahme der vorrangigen Verbreitung im urbanen Raum kommt und wie sich der definiert ist ein Rätsel. Gerade der urbane Raum zeichnet sich durch eine zunehmende Demobilisierung seiner Bewohner bezüglich eigener PKW aus. Die vielversprechendste Zielgruppe sind auf dem Land wohnende Pendler.

Ferner wird angenommen, dass eine Wärmepumpe im Jahr durchschnittlich
10.000 kWh verbraucht.
S. 91

Das passt fast genau zum Wärmebedarf der modernen, in den letzten zehn Jahren gebauten und mit einer Wärmepumpe ausgestatteten Effizienzhäuser. Der dazu notwendige Stromverbrauch liegt bei Einsatz von Luft-Wasser-Wärmepumpen hier im Allgäu bei ca. 3.600 kWh für 150 m2 Häuser. 10.000 kWh entspricht einer Nachtspeicherheizung bei 120 m².

Gegenwärtig sind etwa 25.000 Elektrofahrzeuge im Bestand. Bezogen auf die zukünftige Entwicklung halten zahlreiche Konsultationsteilnehmer die im Entwurf des Szenariorahmens angenommene Anzahl an Elektrofahrzeugen für zu hoch. Gleichzeitig kritisieren viele Konsultationsteilnehmer, dass die angenommene Anzahl der zukünftig zugelassenen Elektrofahrzeuge nicht mit den im Regierungsprogramm Elektromobilität und dem „Nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität“ von der Bundesregierung festgelegten Zielen von mindestens 1 Millionen Elektrofahrzeuge im Jahr 2020 und mindestens 6 Millionen Elektrofahrzeugen im Jahr 2030 übereinstimmt. Die Bundesnetzagentur teilt diese Auffassung und hat die Stellungnahmen in der Genehmigung berücksichtigt. So werden für die Genehmigung in allen Szenarien geringere Werte als im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber angenommen. Im Innovationsszenario C 2030 wird eine Anzahl von 6 Millionen zugelassener Fahrzeuge auf Grundlage der Ziele der Bundesregierung für das Jahr 2030 angenommen. Zur Abschätzung des Jahresverbrauchs der Elektrofahrzeuge wird eine durchschnittliche jährliche Fahrleistung von 10.000 km je PKW bei einem durchschnittlichen Verbrauch von 25 kWh pro 100 km zu Grunde gelegt.
S. 91

Abgesehen vom viel zu hoch angesetzten Stromverbrauch normaler Elektro-PKW der Kompaktklasse sind alle zusammen gut beraten, sich genauer Zulassungszahlen zu enthalten. Die Anschaffung von Neuwagen ist ein hoch emotionales Thema, bei dem die Vernunft als allererstes auf der Strecke bleibt. Noch sind die Zulassungszahlen lächerlich. Aber nur hierzulande. Im Vergleich zum G20-Ausland ist die BRD alles andere als der Leitmarkt, den hiesige Politiker nicht müde werden vollmundig anzukündigen. Die ans Licht gekommen Skandale der letzten Jahre (Manipulation von Abgaswerte, Kartellabsprachen) bis hin zum jüngst ausgesprochenen Zulassungsverbot für das 3-Liter-Dieselmodell des Porsche Cayenne lassen zwar noch keine Wirkung erkennen, aber eben weil das Thema emotional ist, ist das Potential plötzlicher Veränderung umso größer.

Glauben hat hier allerdings nichts verloren. Vorstellungskraft auf Basis möglicher Zahlen jedoch schon. Die Zahl der Neuzulassungen liegt bei über 2 Mio. PPKW pro Jahr. Das bedeutet, dass bis 2030 locker 20 Mio. Elektrofahrzeuge zugelassen und unterwegs sein können.

Da wir es nicht wissen, sollten wir gerade bei der Planung der Verteilnetze in jedem Fall davon ausgehen, dass ein Gesamtbedarf von 80 Millionen einfachen Ladepunkten (1 bis 3 phasiger Wechselstrom mit 16 A) besteht und ein Netz von insgesamt 40.000 Schnelladepunkten entstehen wird. Dabei erlaube ich mir darauf hinzuweisen, dass es im Rahmen europäischer Vereinbarungen eine Zusage für die Errichtung von 150.000 solcher öffentlichen Ladepunkte durch die Bundesregierung gibt.

Nebenbei bemerkt sollte die Bundesregierung, besser noch die EU, einen dreiphasigen Wechselstromladestandard bei bis 32 A als Normalfall zur Zulassungsbedingung für neue Elektrofahrzeuge machen (Fahrzeugseitige Ausrüstung). Solche Fahrzeuge lassen sich dann auch mit 16 A oder 10 A laden.

3.4.5 Verbrauchsnahe Erzeugung
Sehr viele Konsultationsteilnehmer fordern, nur Szenarien zu untersuchen bei denen der Netzausbaubedarf minimiert werde. Strategieänderungen hin zur dezentralen Erzeugung sind für sie nicht ersichtlich. In diesem Zusammenhang wird insbesondere gefordert, den sog. „zellulären Ansatz des VDE“ zu berücksichtigen bzw. diesen umzusetzen, da dies nachhaltiger sei
.

Auch wenn diese Teilnehmer durchaus Recht mit Ihrer Sicht haben, dass die Strategieänderung nicht ersichtlich ist, sollten die bestehenden Szenarien schon aus Vergleichsgründen beibehalten werden. Allerdings unterlegt mit rational von unabhängigen, freiwilligen Mitgestaltern nachgeprüften Fakten und voller Transparenz.
In der Sache ist dies nichts anderes als die erneute Forderung, gezielt in die Regionalisierung der Erneuerbaren Erzeugung einzugreifen. Denn dezentral ist nahezu jede Form der regenerativen Erzeugung (mit Ausnahme von Wind Offshore), da sie aus vielen in der Regel kleinen Einheiten besteht, die alle dezentral an den Verteilnetzen angeschlossen werden. Gemeint ist also weniger die Dezentralität als vielmehr die lastnahe dezentrale Erzeugung. Diese steht aber zum einen in einem natürlichen und damit auch ökonomischen Konflikt zur Ertragskraft der Standorte. Zum anderen ist es mehr als zweifelhaft, ob eine Beschränkung auf verbrauchsnahe oder auch nur stärkere Anreizung verbrauchsnäherer erneuerbarer Erzeugung mit den Zielen einer sicheren, zuverlässigen und preiswerten Versorgung vereinbar wäre.
S. 97

Stimmt. Mehr als zweifelhaft, denn im Gegenteil näher an der Sicherheit als an dieser Stelle massiv suggeriert wird. Allein diese Formulierung ist offenbar der Mottenkiste marktüblicher, politischer Beschwichtigungs- und Beschwörungsformeln entsprungen. Hat doch ausgerechnet das DOE in den USA erst in diesen Wochen eine Analyse veröffentlicht, wonach gerade die generativen, dezentralen Erzeuger die Netze stabilisieren und die Versorgungssicherheit erhöhen. Eine Feststellung, die hierzulande auch von jeglicher Parteilichkeit unverdächtigen Instituten wie den Fraunhofer-Gesellschaften bestätigt wird.
Hier ist harte Kritik von Nöten: Es ist nicht die Aufgabe der BNetzA Meinungen zu bilden, zu formen oder in großväterlichem Allwissenheitsstil derartige Behauptungen aus irgendwelchen Hüten zu zaubern und eine offene, sachgerechte, transparente und letztlich einer echten Demokratie entsprechende Erarbeitung durch Voreinschränkungen zu unterbinden. Genau hier schimmert eine Haltung durch, die so vielen jegliches Vertrauen in politisch gesteuerte Behörden und Institutionen raubt. Diesen gutsherrlichen Stil politischer Verfälschungsrhetorik wollen eben sehr viele nicht mittels Steuergeld auch noch bezahlen.
Vor dem Hintergrund der hohen Volatilität der Einspeisung aus Windenergie und Photovoltaik sowie bislang fehlender Speichertechnologien, die geeignet sind, erzeugte Strommengen am selben Standort zwischen zu speichern, ist die Versorgungssicherheit in den einzelnen Regionen selbst bei einer verbrauchsnahen Erzeugung aus Erneuerbaren Energien ohne Netzausbau nicht vollständig gewährleistet.
Diese Speichertechnologien sind verfügbar, nur noch nicht gebaut. Genau wie die Super-Strom-Autobahnen und andere Phantasiegebilde einer Politik die einfach nicht begreift, dass es kein automatisches öffentliches Interesse dafür gibt, in Superlativen zu denken, zu Planen und zu Handeln.

Die Bundesnetzagentur ist weiterhin der Ansicht, dass das volkswirtschaftliche Optimum in einem deutschlandweiten bzw. europaweiten Energiemarkt liegt. Die Netze dienen auch dazu, diesen Markt zu ermöglichen.
S. 97

Das volkswirtschaftliche Optimum liegt in einer zuverlässigen Versorgung jedes Endverbrauchers mit Strom zu möglichst den realen Erzeugungsaufwänden gerechten Kosten. Ein BRD-oder Europaweiter Energiemarkt interessiert nur die, die daran verdienen.- Der ist genauso sinnvoll und optimal wie ein europaweiter Markt für Leitungswasser. Unternehmen dürfen den Strom gern über weite Räume transportieren. Wenn sie die Kosten dafür nicht über Netzentgelte auf alle umlegen und dabei noch Traumrenditen erzielen, sondern wenn jeder einzelne Endverbraucher sich seine Sicherheits-, Versorgungs- und Flexibilisierungsoption zu gleichen Bedingungen verschaffen kann. Dazu gehört, dass auch Unternehmen aufwandsgerecht für ihren Stromverbrauch bezahlen – europaweit – und keine Privilegien mehr genießen.

Eine realitätsgerechte Bepreisung von Energie erfordert natürlich auch Einkommensausgleich bei allen einkommensabhängigen Menschen. Insgesamt würde damit den Posten „Energie“ und „Arbeit“ weltweit ein größerer Wert gemessen an allen anderen Bestandteilen des volkswirtschaftlichen Warenkorbs zugewiesen. Weshalb wir nun verstehen, warum es immer auf die Arbeit ankommt, nicht auf die Leistung. Egal ob in der Technik, oder im Wirtschaftsleben. Tausend PS unter der Haube nutzen im Stau genau so viel wie 50 PS. Leistung ist schlicht nichts wert, ohne ihre Nutzung. Weshalb ein Diplom als Leistungsnachweis ebenfalls nichts wet ist, wenn der Inhaber nachher mit dem angeblich vorhandenen Wissen nichts anzufangen weiß, weil er sich auf seine Glaubenssätze, Stimmungen, Meinungen und Vorlieben stützt.

Untersucht wird somit ein sogenannter „Grüne-Wiese-Ansatz“, bei dem das bereits in Deutschland bestehende Energiesystem ignoriert wird. Dies ist in einer wissenschaftlichen Studie zwar durchaus zulässig, jedoch für die Prognose der wahrscheinlich eintretenden Entwicklungen, wie sie im Szenariorahmen vorgenommen werden, nur von bedingter Aussagekraft. Auch fachfremden Lesern sollte bereits die Zielstellung verdeutlichen, dass mit der Studie keine konkreten Lösungsvorschläge erarbeitet werden, sondern allenfalls Freiräume für neue Konzepte in der Energieversorgung entstehen sollen.
S. 98

Angesichts der nach wie vor auf Grundlage des §12f vorherrschenden Geheimniskrämerei betreffend die Veröffentlichung von Netzdaten wirkt diese Forderung nach Transparenz für fachfremde Leser leider ziemlich absurd. Vor allem wo die bisherige Schrift der BNetzA von Bestätigungen weitgehend bestehender Unsicherheiten, Unwissenheit, vager Ahnungen und im Ergebnis der Unmöglichkeit, die Szenariorahmen tatsächlich als solide Grundlage zu betrachten nur so strotzt. In den vorherigen Zitaten habe ich etliche solche Stellen herausgehoben.

Ein konsequent dezentraler Ansatz, der reale Erfassung der Lasten, Leistungen und vor allem der Energie durch konkrete Messung erfordert, ist bei Leibe kein „grüner Wiese“-Ansatz.

Die erforderliche installierte Leistung an Erneuerbaren Energien zur Deckung wird mit 276 bis 516 GW (!) beziffert. Diese auf den ersten Blick extrem wirkenden Werte erscheinen nur dann plausibel, wenn von einer 100% Erzeugung Erneuerbarer Energien ausgegangen wird. Dabei würde die EEG-Umlage nach konservativen Schätzungen der Bundesnetzagentur bei einer installierten Kapazität von 276 GW auf 14ct/kWh bzw. von 516 GW auf 26ct/kWh steigen.
S. 98

Was für eine absurde Methode, was für ein Unsinn: Einen Kostenfaktor, der intern im Segment nur zu Verschiebungen der beteiligten Kassen und Konten führt, aber keine tatsächlichen Kosten auslöst, als Angst erzeugendes Argument heranzuziehen. Vor allem wo das EEG bei z. B. 52 GW PV endet. Danach gibt es nichts mehr und es steigt auch keine EEG-Umlage mehr. Im Gegenteil. Die EEG-Umlage wird bei einem derart starken Zubau nur noch sinken, da alte Anlagen auslaufen und ab Erreichen bestimmter Zubauzahlen keine neuen hinzukommen, die Kosten verursachen.

Es ist bereits absehbar, dass die Kosten der Nutzung generativer Erzeuger auch im Kleinbereich nahezu gleichauf mit dem Kauf von Netzstrom liegen. Noch drei, vier Cent mehr, die via Netzentgeltangleichung bevorstehen, und noch ein paar anstehende Preissteigerungen, dann beginnt auf breiter Front ein neuer Zubau ohne EEG.

Diese Passage der BNetzA ist pure Angstmacherei und Manipulation. Der Autor dieser Passage gehört wegen Falschbehauptungen entlassen. Reden wir lieber über Netzentgelte in Höhe von 14 ct / kWh. Im Übrigen gehört das EEG eigentlich bereits jetzt abgeschafft, schon allein, weil immer mehr Fremdleistungen aus den Einnahmen bestritten werden.

Am Ende des Zubaus, bei der Sättigung des Marktes, werden sogar allein ca. 1.350 GW PV-Leistung stehen. Davon kann man durchaus ausgehen und sollte sich besser über das daher prognostizierbare Inlandswachstums freuen.
Es wird der Zeitpunkt kommen, das PV Windkraft verdrängt, schlicht, weil sie wirtschaftlicher betrieben werden kann.

Festzuhalten ist letztlich, dass die Studie aus Sicht der Bundesnetzagentur zwar wissenschaftlich interessant und in großen Teilen fachlich nachvollziehbar ist. Ziel der Studie ist es aber nach dem Verständnis der Bundesnetzagentur, Denkanstöße zu setzen und lediglich ein „was wäre wenn“ zu postulieren (deswegen auch der beschriebene „Grüne-Wiese Ansatz“). Ein direkter Einfluss der Studie auf die kurz-bis mittelfristige Entwicklungen der Energiewirtschaft in Deutschland ist nicht erkennbar, weswegen sie für die Erstellung des Szenariorahmens 2017-2030 und des Netzentwicklungsplans 2017-2030 keine Bedeutung hat.
S. 99

Studien müssen keinen direkten Einfluss haben. Ihr Sinn ist es, Denkanstöße zu setzen und die Vorstellungskraft zu beflügeln. Eben nur bei Leuten die über eine solche verfügen. Statt Sandkastenspiele zu spielen und Zinnsoldatenschlachten zu schlagen.

In einem zweiten Schritt müsste zudem die Frage nach der politischen Steuerung des Zubaus der Erzeugungseinheiten geklärt werden. In einem dritten Schritt wäre zu erklären, wie man sich die Finanzierung von 276-516 GW installierter Kapazitäten Erneuerbarer Energien vorstellen soll. Dabei würden die Kosten nach konservativen Schätzungen der Bundesnetzagentur bei einer installierten Kapazität von 276 GW jährlich 55 Milliarden Euro bzw. von 516 GW jährlich 103 Milliarden Euro betragen. Die Bundesnetzagentur kann sich ein solches Vorgehen derzeit nicht vorstellen.
S. 100

Wie bereits angedeutet ist Vorstellungskraft weder eine satzungsgemäße Eigenschaft der BNetzA noch im Jobprofil der Mitarbeiter verankert. Sich das vorzustellen, ist auch nicht die Aufgabe der BNetzA. Das ist Aufgabe kreativer, alternativer Denker und Unternehmer, die man durch die in einem Interessen-, Argumentations- und Zielsetzungskreis gefangenen, redundanten Aufgabenträger Gesetzgeber, BNetzA und ÜBN von jeglicher kreativen und zukunftsweisenden Mitwirkung effektiv ausschließt.

Es wird Zeit diesen Kreislauf eines informellen Meinungs- und Interessenkartells aufzubrechen. Damit klar wird, dass es keiner politischen Steuerung des Zubaus bedarf.

Im Gegenteil ist eine grundlegende politische Klärung erforderlich, die hinterfragt, ob die BNetzA und die beauftragten ÜNB die geeigneten Akteure für die Bewältigung der Aufgabe und die Gestaltung der Energieversorgung sind und vor allem, ob aus rein logischen Erwägungen heraus überhaupt ein „weiter so“ mit einer zentralisierten Kontroll- und Manipulationsstruktur und wenigen, politisch extrem wirkmächtigen Akteuren weiterhin tragbar ist.

Im Ergebnis kann dies alles dahinstehen, denn die Frage ist durch den Gesetzgeber im aktuellen Entwurf des EEG 2016 entschieden worden. Diesem war die politische Diskussion um eine verbrauchsnähere dezentrale Erzeugung wohl bekannt. Der Gesetzgeber hat sich diesen Ansatz trotzdem nicht zu Eigen gemacht. Er hat bisher auf jegliche Förderung verbrauchsnaher erneuerbarer Erzeugung verzichtet. Im neuen EEG 2016 wurde lediglich eine Steuerung durch die Einführung einer Netzausbauregion aufgegriffen. Allokationssignale zur Ansiedlung erneuerbarer Erzeugung an Orten hohen Verbrauchs finden sich im EEG 2016 nicht. Dies hat die Bundesnetzagentur zu respektieren.
S. 100

Eben. Im Ergebnis kann dies alles dahinstehen. Dieser Absatz bestätigt meine Beurteilung der Lage: Der Ball liegt direkt beim Gesetzgeber, was bedeutet bei den für die Aufstellung der Kandidaten relevanten Führungseliten der politischen Parteien und damit indirekt beim Wähler. Der aktuelle Trend der zur Bundestagswahl angesprochenen Themen klammert den Energie- und damit klimapolitischen Bereich einmal mehr weitgehend aus. Es gilt das „Wir-kümmern-uns-darum-Sedativum“. Selbst den GRÜNEN als einziger für das Thema derzeit möglicherweise wirkungsmächtiger Partei gelingt es nicht, dieses politisch Feld Ertrag bringend zu besetzen und die Diskussion auch nur im öffentlichen Leben zu halten. Schlecht, weil sich die GRÜNEN leider in weiten Teilen in eine gesellschaftspolitisch-ideologische Wiederholung längst geschlagener Schlachten der Vergangenheit hineinziehen lassen, die keinerlei positive Ergebnisse oder Verbesserungenmit sich bringen.

Dabei wäre es für jede vernunftbasiert in der Thematik Energie und Klimapolitik engagierte Partei, die über einen medialen Resonanzboden verfügt, ein leichtes, überzeugende Argumente für Nicht-Parteigänger zu liefern, statt nur all diejenigen weiter emotional zu befeuern, die ohnehin Fans oder treue Parteigänger sind.

Leider konnte bisher auch keine andere Partei dieses Feld effektiv besetzen. Stattdessen springen alle Neugründungen auf die gleichen Pferde und Kamele, auf denen sie gegen die bisherigen Dinosaurierpfleger stets den Kürzeren ziehen.

Die Bundesnetzagentur versteht unter dem Nettostromverbrauch die von den Verbrauchern in Deutschland genutzte elektrische Arbeit inklusive der durch den Transport bedingten Netzverluste im Verteilnetz.
S. 101

Als technisch verständiger Mensch sehe ich hier einen klaren Fehler. Faktisch verschiebt das den Verlust in einen Bereich, in dem er fast nicht zu bestimmen ist. Ist das etwa Absicht, um die tatsächliche Effizienz (oder auch Ineffizienz) des Netzes als Gesamtkonstrukt zu verschleiern? Kein durchschnittlicher Bürger, der als Angestellter arbeiten geht würde mehr Geld als regelmäßig seitens des Arbeitgebers auf seinem Konto ankommt, als Netto betrachten.

Nettostromverbrauch und Bruttostromverbrauch sollten durch Vergleich der tatsächlichen Messungen bei den Erzeugern und den Verbrauchern (inklusive gemessenem Import und Export) ermittelt werden.

Jahreshöchstlast

Im Leistungsbilanzbericht 2015 erläutern die Übertragungsnetzbetreiber, warum eine genaue Messung der Netzebenen übergreifenden Jahreshöchstlast technisch nicht möglich ist: Bei einer Vielzahl von Verbrauchern erfolgt keine Leistungsmessung der Stromentnahme, die für eine Bestimmung der Jahreshöchstlast erforderlich wäre. Viele Verbraucher aber auch Erzeuger wie z.B. Photovoltaikanlagen verfügen nur über eine Messmöglichkeit der dem Netz entnommenen bzw. der in das Netz eingespeisten elektrischen Arbeit. Weiterhin stünden auch Daten zur Einspeisungen innerhalb von Industrienetzen, geschlossenen Verteilnetzen und dem Netz der Deutschen Bahn nicht zur Verfügung, womit ein nicht zu vernachlässigender Teil der Verbraucher nicht erfasst werde. Die Jahreshöchstlast könne daher nicht über die Verbrauchsseite ermittelt werden. Da jedoch im Stromnetz der Verbrauch und die Erzeugung zu jeder Zeit gleich groß sein muss, werde die Jahreshöchstlast im Leistungsbilanzbericht 2015 indirekt über die Einspeisung auf der Erzeugerseite hergeleitet.
S. 106

Zähler für RLM-Messung auch für den Haushaltsbereich gibt es seit über zehn Jahren zu erschwinglichen Preisen (ca. 180 € / 8 Jahre / 96 Monate = ca. 20 € / Monat). Diese Zähler sind mit Ethernet-Buchse und IP-Adresse verfügbar, lassen sich über den hauseigenen Router verschlüsseln und anonymisieren und können die Messwerte in beliebigen Formaten übertragen.

Was hindert die Endverbraucher und Elektriker also daran, diese Zähler einzubauen? Richtig! Die Verteilnetzbetreiber behalten sich nach wie vor das Recht vor, jedem Hersteller eine eigene Zulassung zu erteilen – oder auch nicht. Je nach interner Konstellation. Auf diesem Weg, so lange das so bleibt, nützen Liberalisierung und Unbundling des Strommarkts rein gar nichts. Dieses technische Vorbehaltsrecht geht so weit, dass sogar der Messdienstleister, den sich ein Anschlussinhaber selbst auswählt, an die Bestimmung des Netzbetreibers zwingend gebunden ist. Damit ist die vermeintliche Wahlmöglichkeit des Messdienstleisters ein Muster ohne Wert, eine reine Farce.

Die Macht, nahezu alles zu kontrollieren und entsprechend über garantierte Gebühren neue, politisch abgesicherte Geschäftsmodelle mit weitgehend alleiniger Preisgestaltung aufzubauen, liegt damit wieder in den Händen von ein paar großen Konzernen = Stakeholdern. Über die massive Einflussnahme auf die Entwicklung so genannter Smart Meter – die im Grunde niemand braucht, weil sie insgesamt keinen Vorteil bieten – erfolgt momentan eine schleichende Re-Monopolisierung zu Gunsten technisch-politisch organisierter, informeller Kartelle. Denn was anderes ist die Übertragung der Aufgabe einen Szenario-Rahmen zu erstellen an gerade mal vier dominierende Übertragungsnetzbetreiber, als ein legales Kartell? Alle dort tätigen Akteure stammen aus denselben beruflichen Kreisen, haben bei den gleichen großen Energieversorgern irgendwann eine Zeit lang gearbeitet und Denken gleich. Man kennt sich und widerspricht sich nicht. Diese Struktur gleicht dem internen Meinungskartell politischer Parteien, deren Akteure einfach viel zu lange auf ihren Posten sitzen, viel zu lange Mandate haben und die mittlerweile sogar ihre Funktionen mehr oder weniger direkt vererben. Das dynastische Prinzip des Feudalismus kehrt zurück.

Es ist höchste Zeit, ein europaweit einheitliches Zulassungsverfahren für Stromzähler aufzustellen und dem Inhaber des Anschlusses (der, der die Rechnung bezahlt) die freie Wahl zu lassen, welchen Zähler er von wem einbauen lässt. Mit dieser klaren Wahlfreiheit erledigt sich auch das heimliche Thema Datenschutz, da der Anschlussinhaber jederzeit selbst bestimmen kann, welche Daten er wie übermittelt. Seine Pflicht besteht dann nur darin, abgerufene und eigespeiste Leistung simultan zu erfassen und zu ermitteln und dazu regelmäßig die verschobene Energie. Aber nicht, für welchen Zweck und – durch galvanische Netztrennung via Speicher – ohne Übermittlung elektronischer Signaturen verwendeter Geräte.

Es ist grundsätzlich nicht hinnehmbar, dass Anschlussinhaber gezwungen werden können, genau einen bestimmten Zähler verwenden zu müssen, den der bestimmt, der die Leistung bereitstellt. Das ist in etwa so, als würde der Automobilhersteller bestimmen, an welcher Tankstelle der Käufer tanken muss. Oder als ob der Backofenhersteller bestimmt, von welchem Hersteller die Fertigpizza zu kommen hat.

Es ist Zeit diese kartellgleichen Vorbehaltsstrukturen endgültig aufzubrechen. Wer von Wettbewerb schwadroniert, muss ihn auch ermöglichen. Demokratie besteht vor allem in dezentral verteilter Macht.

Die Bundesnetzagentur erachtet die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene neue Methodik zur Ermittlung der Jahreshöchstlast für angemessen. Weiterhin schließt sich die Bundesnetzagentur den Ausführungen aus dem Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber an, dass der Einfluss der neuen Stromanwendungen, wie Elektromobilität, Wärmepumpen und Power-to-Gas erstmalig über den Stromverbrauch und die Jahreshöchstlast abgebildet werden muss. Das klassische Lastmanagement mit seinen Fähigkeiten zur Lastreduktion-und Verschiebung fließt ebenfalls in die Netzplanung ein. Allerdings im Rahmen der Marktsimulation als modellendogener Parameter (vgl. Kapitel II B 3.4.3).
S. 110

Den bisher beschriebenen und aufgedeckten Unschärfen, Unsicherheiten, vagen Annahmen, willkürlichen Standardisierungen und glatten Fehlinformationen gemäß, ist in Wahrheit der Gesetzgeber gefordert, der BNetzA so viel an Transparenz, Offenheit und Flexibilität aufzuerlegen, dass alternative Methoden, Strukturen und Technologien zumindest gleichberechtigt in die Analysen und Modellierungen einbezogen werden.

Wissenschaft kann es sich auch nicht leisten, auf reale Messungen zu verzichten, wenn sie ernst genommen werden will. Für großflächigen Planungsvorhaben gilt diese einfache Wahrheit erst Recht. Sicher trifft es zu, dass umfassende Messungen derzeit nicht möglich sind. Der Grund liegt allerdings absolut nicht darin, dass der dafür notwendige Aufwand nicht darstellbar wäre. Im Gegenteil. Die Implementierung der notwendigen Technologie ist geradezu trivial.

Der Grund dafür liegt darin, dass es seitens der BNetzA und der vorherrschenden politischen Akteure offenbar sowohl an der Vorstellungskraft, der Phantasie und dem Willen mangelt, konsequent für die Implementierung zu sorgen und die Nettodaten zu verknüpfen.

Dabei ist es wie bei jedem nichtstaatlichen Energiemanagement-Projekt: Erst die umfassende Erfassung der Daten ermöglicht eine vernünftige Planung, Identifizierung von Kappungspotenzialen und Lastverschiebungsmöglichkeiten und letztlich zu höherer Effizienz.

Es wird angenommen, dass die Steuerung der nicht ausgeschriebenen PV-Mengen (Anlagen ≤ 750 kW) über den „atmenden Deckel“ nicht zu einer signifikanten Steigerung der jährlich installierten Leistung führen wird.
S. 122

Das trifft in der Realität ja auch zu, Damit bestätigt die BNetzA im Grunde, dass der Ausbau an generativer Leistung faktisch ausgebremst wurde. In der Realität erkennen wir ja auch seit drei Jahren einen unter den Zielen liegenden Zubau. Es wird Zeit, das EEG wieder zu korrigieren und auf Basis internationaler Vereinbarungen eine effektive CO2-Bepreisung einzuführen. Damit kann die Bundesregierung gar nicht früh genug beginnen.

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario A 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber
– konventionelle Energieträger
• Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 11,3 GW auf 11,5 GW
• Senkung der installierten Leistung Steinkohle von 23,2 GW auf 21,7 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 29,4 GW auf 30,5 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Öl
• Erhöhung der installierten Leistung Pumpspeicher von 10,6 GW auf 11,9 GW
• Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,8 GW auf 1,8 GW

S. 125

4.3.5 Szenario B 2030
4.3.5.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung
Im Hinblick auf das Szenario B 2030 werden die von den Übertragungsnetzbetreibern beantragten jährlichen Zubauraten von der Bundesnetzagentur modifiziert bestätigt.
Die Annahmen zur installierten regenerativen Erzeugungsleistung sind in Szenario B 2030 im Vergleich zu Szenario A 2030, das eine zurückhaltende Einschätzung der Entwicklung der Erneuerbaren Energien beinhaltet, ambitionierter. Im Gesamtbild der Szenarien zeigt Szenario B 2030 eine mittlere Geschwindigkeit beim Ausbau der Erneuerbaren Energien.
S.127

In den letzten Jahren war der Zubau von PV-Anlagen trotz dieses atmenden Deckels zu gering. Daher soll dieser Mechanismus mit der Novellierung des EEG 2016 verbessert werden und schneller reagieren, wenn der jährliche Bruttozubau den Wert von 2,5 GW unterschreitet.
S. 128

Ist leider noch nicht geschehen.

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2030 zum Entwurf der
Übertragungsnetzbetreiber – Erneuerbare Energieträger
• Senkung der installierten Leistung Wind Onshore von 73,8 GW auf 58,5 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Wind Offshore
• Erhöhung der installierten Leistung Photovoltaik von 56,3 GW auf 66,3 GW
• Senkung der installierten Leistung Biomasse von 7,4 GW auf 6,2 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Wasserkraft von 4,3 GW auf 5,6 GW
• Erhöhung der installierten Leistung sonstiger regenerativer Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

S. 129

Für das Szenario B 2030 wird die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der meisten Energieträger um fünf Jahre verkürzt. Braun-und Steinkohlekraftwerke werden mit einer technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer von 45 Jahren angenommen. Erdgas, Mineralöl und Kraftwerke der Kategorie „Sonstige“ werden mit 40 Jahren technisch-wirtschaftlicher Betriebsdauer angenommen.

S. 129

Die Verkürzung der Betriebsdauer der konventionellen Kraftwerke entsteht aufgrund angenommener erschwerter wirtschaftlicher Bedingungen. Der stärkere Ausbau der Erneuerbaren Energien erhöht den Preisdruck auf die konventionellen Kraftwerke, wodurch die Wirtschaftlichkeit schon vor dem Erreichen der technischen Betriebsdauer nicht mehr gegeben sein kann.

Ein mögliches Entwicklungsszenario unter der Bedingung einer sich jährlich um 1,2 ct / 100 g steigernden CO2-Bepreisung mit einem Anfangswert 1,2 ct/100 g (CO2-Faktor von 100 g jedes Energieträgers bezogen auf jede kWh mal 1,2 ct. Beispiel Erdgas = 220 g / kWh) = CO2-Faktor 2,2 * PE-Faktor) gehört in jedem Fall in eine umfassende Betrachtung.

Führen wir uns doch vor Augen, dass all diese Szenariorahmen nichts als mehr oder weniger wahrscheinliche Simulationen sind, die auf sehr wenig empirischen Fakten (Messungen), einer Vielzahl willkürlich herausgegriffener Momentaufnahmen, unzählighen Annahmen bezüglich der konstituierenden Entwicklungen, überwiegend spekulativen Hochrechnungen und der Einflussnahme massiver Bestandserhaltungsinteressen von Stakeholdern beruhen, deren Einflussmöglichkeit durch politische Festlegung und redundante Wirkung innerhalb der vom Gesetzgeber beauftragten Struktur gegenüber den Betroffenen (Träger von Interessen, die von der Mitbestimmung ferngehalten werden, bzw. denen die Mitwirkung politisch aus der Hand genommen wurde), unermesslich groß ist.

Das „nationale“ Projekt „Energiewende“ hat das Pech, durch wesentlich aufregendere Themen und deren medial in Szene gesetzte vermeintlich größere Bedeutung an den Rand gedrängt worden zu sein. Dabei hieß es einst vollmundig aus den Mündern unserer Standard-Politgrößen: Wenn jemand das schafft, dann „Wir Deutsche“.

Zusätzlich profitieren die Stakeholder der Dinosaurier-Interessen unvermindert von der immer noch hochwirksamen staatlichen (durch den Steuerzahler gedeckten) Subventionierung dieser schleichenden Vergiftung. Dieses politische Konstrukt bildet ein Amalgam, welches auf mittlere Sicht wesentlich gefährlich er ist als alle derzeitigen emotionalen Befindlichkeiten die sich im Grunde auf unter dem Strich nutzlose Gegebenheiten beziehen. Der viele Lärm um fast nichts hat leider unangemessen große Bühnen.

Die bereits gegenwärtig erschwerte wirtschaftliche Situation wird auch durch die berücksichtigten Stilllegungen von Kraftwerken belegt. Angesichts der gesteigerten politischen Anstrengungen, die gesetzten Klimaziele auch tatsächlich zu erreichen, ist nicht davon auszugehen, dass sich die Situation für die betroffenen Kraftwerke entspannen wird. Im Gegenteil, es dürften typischerweise die älteren Kraftwerke mit einem in der Regel niedrigeren Wirkungsgrad und entsprechend höheren CO2-Emissionen bei gleichzeitig vergleichsweise schlechter Kosteneffizienz sein, die unter zusätzlichen Druck geraten.

S. 130

So gut wie jedes Gewerbe und jede Industrie hat im Lauf der Jahrhunderte eine erschwerte wirtschaftliche Situation durchmachen müssen. Bei der nahezu vollständigen Mehrheit der betroffenen Segmente mündete dies in deren Verschwinden, in der Aufgabe der Technologie, im Ersatz durch Besseres.

Das ist keine Katastrophe, sondern vollkommen normal. Wenn es im Grunde bereits jetzt schon vollkommen klar ist, dass wir bestimmte Technologien sowieso aufgeben müssen, dann ist es nur vernünftig und konsequent diese Realität gezielt zu begleiten und zu gestalten, statt auf jede erdenkliche Art der Dinosaurier Lebensdauer künstlich zu verlängern. Vor allem, wenn betreffend die negativen Wirkungen der alten Technologie weitgehend Konsens herrscht. Selbst wenn dieser Konsens wissenschaftlich gesehen lediglich auf qualitativ beschriebenen und statistisch untermauerten Zusammenhängen beruht.

Kommt dazu noch die klare Erkenntnis, dass die neue Technologie auch ökonomisch der alten überlegen ist und die alte eigentlich nur noch auf Basis einstiger und bis heute fortdauernder Subventionen ihre Dominanz erhalten kann, dann würde es bei einem vernünftig und unternehmerisch handelnden Gemeinwesen keine weitere Verzögerung mehr geben. Schon allein, um zu verhindern, dass man von anderen Gemeinwesen überholt und letztlich im „Wettbewerb“ geschlagen wird.

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – konventionelle Energieträger
• Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 9,4 GW auf 9,5 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Steinkohle von 14,7 GW auf 14,8 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 29,1 GW auf 37,8 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Öl
• Keine Änderung der installierten Leistung Pumpspeicher
• Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,7 GW auf 1,8 GW

S. 131

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2035 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – Erneuerbare Energieträger
• Senkung der installierten Leistung Wind Onshore von 85,0 GW auf 61,6 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Wind Offshore
• Erhöhung der installierten Leistung Photovoltaik von 58,8, GW auf 75,3 GW
• Senkung der installierten Leistung Biomasse von 7,7 GW auf 6,0 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Wasserkraft von 4,3 GW auf 5,6 GW
• Erhöhung der installierten Leistung sonstiger regenerativer Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

S. 135

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2035 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber
– konventionelle Energieträger
• Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 9,2 GW auf 9,3 GW
• Senkung der installierten Leistung Steinkohle von 11,0 GW auf 10,8 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 32,9 GW auf 41,5 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Öl
• Senkung der installierten Leistung Pumpspeicher von 14,6 GW auf 13,0 GW
• Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,7 GW auf 1,8 GW

S. 137

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario C 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber
– Erneuerbare Energieträger
• Senkung der installierten Leistung Wind Onshore von 77,8 GW auf 62,1 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Wind Offshore
• Erhöhung der installierten Leistung Photovoltaik von 65,9 GW auf 76,8 GW
• Senkung der installierten Leistung Biomasse von 8,3 GW auf 7,0 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Wasserkraft von 4,3 GW auf 6,2 GW
• Erhöhung der installierten Leistung sonstiger regenerativer Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

S. 141

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario C 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber
– konventionelle Energieträger
• Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 9,2 GW auf 9,3 GW
• Senkung der installierten Leistung Steinkohle von 11,0 GW auf 10,8 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 29,1 GW auf 37,8 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung von Öl
• Keine Änderung der installierten Leistung von Pumpspeicher
• Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,7 GW auf 1,8 GW

S.143

5. Mittel-und langfristige energiepolitische Ziele der Bundesregierung
• Die genehmigten Szenarien erfüllen – soweit eine Aussage hierzu methodisch bereits möglich ist – zum größten Teil die mittel-und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung.
• Die mittel-und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung werden im Wesentlichen durch das Energiekonzept der Bundesregierung vom 28.09.2010 definiert. Ergänzt werden diese Ziele durch das sog. Energiepaket der Bundesregierung vom 06.06.2011 und gesetzlich verankerte Ziele. Darüber hinaus wurden diese Ziele im Aktionsprogramm Klimaschutz am 03.12.2014 seitens der Bundesregierung nochmals bekräftigt und im EEG 2014 für den Bereich Wind Offshore modifiziert. Im am 01.01.2016 in Kraft getreten KWKG wurden die neuen KWK-Ziele der Bundesregierung festgelegt.
• Es handelt sich um folgende energiepolitische Ziele, die im Rahmen der Genehmigung des Szenariorahmens berücksichtigt werden:
• Reduktion der Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 bis 2020 um 40 %, bis 2030 um 55 %, bis 2040 um 70 % und bis 2050 um 80 bis 95 %
• Erhöhung des Anteils des aus Erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch bis 2025 auf 40 bis 45 %, bis 2035 auf 55 bis 60 % und bis 2050 auf mindestens 80 %
• Senkung des Primärenergieverbrauchs gegenüber 2008 bis 2020 um 20 % und bis 2050 um 50 %
• Steigerung der Offshore-Windleistung auf 15 GW im Jahr 2030
• Erhöhung der Strommenge aus Kraft-Wärme-Kopplung auf 120 TWh bis 2025
• Minderung des Stromverbrauchs gegenüber 2008 bis 2020 um 10 % und bis 2050 um 25 %
• Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie bis 2022

Ohne die Ergebnisse der Marktsimulation und der Netzberechnung zu kennen, die auf der Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 beruhen, kann eine erste Einschätzung getroffen werden, welche Szenarien die angeführten energiepolitischen Ziele der Bundesregierung erreichen.

S. 144 / 145

5.1 Einhaltung der CO2-Ziele
Auf Grund der CO2-Emissionsgrenze, die in den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 als Nebenbestimmung eingeführt wird, ist sicher davon auszugehen, dass die genannten Szenarien die Emissionsgrenzen einhalten werden. Das Szenario A 2030 hingegen stellt eine Ausnahme dar. Es unterliegt keiner solchen CO2-Restriktion im Marktmodell und verfügt über den größten konventionellen Kraftwerkspark mit einem vergleichsweise hohen Anteil an CO2-intensiven Braunkohlekraftwerken. Weiterhin wird ein Ausbau der Erneuerbaren Energien am unteren Rand des EE-Ausbaukorridors unterstellt. Daher besteht in Szenario A 2030 eine nicht geringe Wahrscheinlichkeit, dass die von der Bundesregierung definierte Reduktion der Treibhausgase nicht vollständig erreicht wird. Dies erscheint sinnvoll, da trotz aller Bemühungen derzeit nicht ausgeschlossen werden kann, dass die Klimaschutzziele in einem konservativen Szenario auch aus konjunkturellen Gründen nicht in vollem Umfang erreicht werden.

S. 145

„Davon ausgehen, dass…“, reicht nachweislich nicht, da mittlerweile bekannt ist, dass die BRD diese Ziele verfehlen wird. Die Bandbreite der durch die Szenarien abgedeckten möglichen Entwicklungen ist viel zu eng, um das Ziel sicherzustellen. Vor allem, wenn man all die aus dem Text der BNetzA zitieren Unwägbarkeiten berücksichtigt.

Nötig ist ein neues Paradigma:

– 100% rein generative Energiebereitstellung
– Abbau und Stilllegung aller degenerativen Kapazitäten so schnell wie wirtschaftlich, technisch umsetzbar
– Emissionsabhängige Preiskomponente für alle eingesetzten Energieträger und importierten Produkte
– Soziale Komponente: Erhöhung der Grundsicherung und Minimalversorgung für alle Personen mit geringem Einkommen zu Kompensation der tatsächlichen Mehrbelastung (höhere Sätze ALG II, Grundrente, Grundsicherung, etc.)

Volllastbetriebsstunden [h/a]
Wind Onshore installiert vor dem 31.12.2015 1.700
Wind Onshore installiert nach dem 31.12.2015 2.300
Wind Offshore 4.300
Photovoltaik installiert vor dem 31.12.2015 920
Photovoltaik installiert nach dem 31.12.2015 950
Photovoltaik >750 kW installiert nach dem 31.12.2015 1.000
Biomasse vor dem 31.12.2015 6.200
Biomasse nach dem 31.12.2015 5.000
Wasserkraft 4.000
sonstige regenerative Erzeugung 3.460

Tabelle 29: Volllastbetriebsstunden der Erneuerbaren Erzeugungsanlagen

S. 147

Bedeutet bei Vollversorgung mit PV und schlecht geschätzten 900 Volllaststunden, 670 GW PV-Leistung wären nötig.

5.3 Einhaltung der weiteren Ziele
Für das Erreichen des Ziels der Senkung des Primärenergieverbrauchs kann ohne das Ergebnis der Marktsimulation keine abschließende Aussage gemacht werden. Auf Grund der Erfahrungen aus den letzten Netzentwicklungsplänen kann die Bundesnetzagentur für die meisten Szenarien eine optimistische Einschätzung abgeben. Es ist wahrscheinlich, dass das von der Bundesregierung formulierte Ziel zur Senkung des Primärenergieverbrauchs in keinem Szenario eindeutig verfehlt wird.

S. 149

Vorweg wäre es schön, wenn auch die BNetzA die Diktion irgendeines Energieverbrauchs sachgerechter Weise aufgibt. Die Energie ist ja nicht weg, nur weil sie genutzt wurde.
Gleichzeitig sollte auch klargemacht werden, dass der Primärenergiebedarf ebenfalls nur ein künstlicher Veranschaulichungsmaßstab ist, der den realen, technischen Energiebedarf verzerrt abbildet, indem er zusätzliche Aufwendungen pauschal (Transport, Lagerung) einpreist, nicht aber die Emissionsintensität anschaulich abbildet. Darauf aber sollte man nicht verzichten, wenn man schon unterschiedliche Systeme in Bezug auf Effizienz, Aufwandsintensität und Emissionsintensität vernünftig vergleichen will.

Beispiel: Ein Neubau aus dem Jahr 2010 hat einen Wärmeenergiebedarf von 18.000 kWh inklusive Warmwasser. Die Putzfläche (beheizte Nutzfläche) liegt bei 285 m².

Damals wurde das Haus nach EnEV gebaut und erfüllt die festgelegten Grenzwerte für die thermische Qualität der Hüllfläche und den kontrollierten Luftwechsel mit Wärmerückgewinnung.

Das Haus wurde mit einer Grundwasser-Wärmepumpe ausgestattet und verfügt über eine sehr große PV-Anlage mit 40 KW Leistung auf seinem Pultdach. Die PV-Anlage produziert 40.000 kWh pro Jahr. Damit werden 60 % des Strombedarfs direkt für Haushaltsstrom und Wärmepumpe erzeugt. Dieser liegt bei 4.000 kWh Haushaltsstrom, 1.000 kWh Warmwasserbereitung und 3.600 kWh Wärmepumpenstrom, in Summe 8.600 kWh. 60% Direktverbrauch, was mit einer Wärmepumpe und einem Puffer kein Problem ist. Blieben bisher also 3.440 kWh Zukauf auf der Stromrechnung.

Damit lag der Primärenergiebedarf bei 3.440 kWh mal PE-Faktor für Netzstrom. Bis dato 2,6 = 8.944 kWh Primärenergiebedarf.

Nun bauen sich die Eigentümer einen 16 kWh großen Akkuspeicher in den Keller, der im Jahr weitere 4.000 kWh Strom verschieben kann. Am Tag also bis zu 16 kWh. Da die WP in der PV-schwächsten Zeit immer noch 20% des Standardwerts produziert, liefert Sie auch dann noch ca. 12 kWh pro Tag. Die Wärmepumpe hat 3 KW Stromaufnahme unter Volllast und bedingt durch die in der PV-Schwächsten Zeit immer noch relativ hohen Außentemperaturen gerade mal 3 Stunden Laufzeit, braucht also 10 kWh am Tag.

Zusätzlich haben die Eigentümer ein rein elektrisches Zweitfahrzeug, welches bidirektional laden und einspeisen kann und weitere 30 kWh Kapazität hat. Jeweils ein Partner ist stets im Home-Office. Sie schaffen es damit tatsächliche Null kWh im Jahr zukaufen zu müssen. Damit haben sie real einen 100% Grad an generativer Energiebereitstellung für Ihr Haus, inklusive Haushaltsstrom und einen Primärenergiebedarf von Null kWh. In einem Haus mit U-Werten, deren Anforderung an die Grenzwerte mittlerweile doppelt so hoch ist. Im nächsten Jahr kommt sogar noch eine Elektrolyseanlage und eine Brennstoffzelle hinzu, um den letzten Rest Unsicherheit bei der Eigenversorgung durch einen Langzeitspeicher zu beseitigen und die elektromobile Reichweite zu erhöhen.

Baut man nun genau das gleiche Haus neu mit den gleichen technischen Gimmicks, dann müsste die Dämmung für viel Geld extrem stärker ausgeführt werden, obwohl längst PE-Wert Null erreicht ist. Entsprechend lassen sich auch ältere Bestandshäuser ohne umfassende Dämmungen deutlich verbessern, wenn man an intelligenteren Stellschrauben dreht:

– Sofortiger Zulassungsstopp von Ölheizungen
– Nicht-Nutzungsabgabe von Flächen, auf denen keine PV installiert wird
– Verbot von Flüssiggas (Autogas / LPG) Heizungen
– Ersatz und Neubau von Gasheizungen, Holzheizungen und Wärmepumpen nur in Verbindung mit PV und Brennstoffzellen
– Heizungstauschpflicht ohne Ausnahmen

Dann, und nur dann, hat man eine politische Grundlage für weitere Planungen auf Basis gesicherter Entwicklungen bei der flächendeckenden Energieerzeugung und Nutzung.

Komplementär dazu ist eine reale Messung an allen Netzknoten unabdingbar.

Die Überwachung und ggf. Steuerung erfolgt nichtmehr in gewaltigen Leitwarten sondern in regionalen Monitoringeinrichtungen, in denen einzelne Verteilnetze und die angeschlossenen Erzeugungskapazitäten verknüpft sind.

Im Prinzip überwacht das Netz sich selbst durch das konstante elektronische Scanning der angeschossenen Leitungen und den direkten Ausgleich in Nanosekunden per Leistungsabgabe oder Aufnahme in die an den Netzknoten angebundenen Speicher. An dieses automatische Scanning werden alle Akkuspeicher verbindlich angeschlossen.

Das Thema staatlich gesteuerte und kontrollierte Energieversorgung ist damit Geschichte. Es macht einer gesellschaftlich ermöglichten sich selbst steuernden und pflegenden Energieversorgung Platz.

Die Bundesnetzagentur bekennt sich zu einem möglichst freizügigen Energiebinnenmarkt innerhalb Europas, der den Wettbewerb stärken soll, um so für alle Verbraucher den Zugang zu möglichst kostengünstiger Energie zu fördern.

S. 151

Dieses Bekenntnis hört sich zeitgemäß, vernünftig und sachgerecht an. Es berücksichtigt allerdings nicht die Frage, ob sich die einzelnen Marktsegmente des unter „Energiebinnenmarkt“ pauschal zusammengefassten Konglomerats von Stromerzeugung, Stromspeicherung, Stromtransport, Netzbetrieb auf verschiedenen Spannungsebenen und Messdienstleistung überhaupt für einen echten Wettbewerb eigenen.

Diese Frage vorab zu untersuchen, zu beantworten und politisch zu ordnen ist zwar nicht die Aufgabe der BNetzA, aber: Gerade Institutionen wie die BNetzA sollten besonders sensibel und offen für solche Thematisierungen sein und energisch dafür sorgen, dass solche Themen in der politischen Diskussion sachgerecht räsoniert werden. Vor allem in einer Zeit, in der die Bandbreite politischer Handlungsmöglichkeiten allein auf Grund der Komplexität existierender Regelungen und Strukturen immer enger wird.

Es ist meines Erachtens nach vollkommen widersinnig auf „Markt“ zu bestehen wo Vergleichbarkeit von Qualität nicht möglich ist, da es nur einen Qualitätsstandard gibt:

Frequenz 49,8 Hz – 50,2 Hz, Spannung je nach ebene 240 V, 400 V, 10; 20; 30 KV, 110 KV, 220 KV, 380 KV, etc.; der Netzbetrieb faktisch ein, wenn auch lokal eingegrenztes, Monopol ist, die Messdienstleistung durch das technische Bestimmungsrecht der einzusetzenden Geräte ein Monopol ist und bleibt (tatsächlich freie Auswahl es Messdienstleisters ist nur eine Theorie) und der einzige Bestandteil des Marktes, der Strompreis, über genau ein Kriterium wettbewerbsfähig ist: Eben den Preis.

Betrachtet man die Entwicklung der Strompreise, so zeigen die sich als regelmäßig gestiegen. Strom wird immer teurer. Das zumindest entspricht der landläufigen Wahrnehmung. Tatsächlich jedoch beinhalten die Strompreise für die Mehrheit der Endverbraucher eine Vielzahl von gesetzlich oder staatlich festgelegten Komponenten, die keiner „marktgerechten“ Preisbildung unterliegen:

Hier ein Beispiel für die Stadt Kempten:
Höhe des Arbeitspreises Preis in ct / kWh
– Maximaler Energieeinkaufspreis (Ziff. 4 Preisblatt Strom) 3,500 ct/kWh
– Handlinggebühr (Ziff. 12 Preisblatt Strom) 1,100 ct/kWh

– EEG-Umlage 6,880 ct/kWh
– KWKG-Zuschläge 0,438 ct/kWh
– Konzessionsabgabe 1,590 ct/kWh
– Arbeitspreis Netznutzungsentgelte 6,970 ct/kWh
– § 19 StromNEV-Umlage 0,388 ct/kWh
– Offshore-Haftungsumlage -0,028 ct/kWh
– Abschaltbare-Lasten-Umlage 0,006 ct/kWh
– Stromsteuer 2,050 ct/kWh
– Arbeitspreis netto 22,894 ct/kWh
– zzgl. USt. 4,350 ct/kWh

– Arbeitspreis brutto 27,244 ct/kW

Während die ersten beiden Preisbestandteile dieser komplett transparenten Abrechnung (sogar die „Gewinnmarge“ des Anbieters ist klar erkennbar) einem tatsächlichem Marktgeschehen durch Preiswettbewerb ausgesetzt sind, bestehen die restlichen 83% aus gesetzlich festgelegten, wettbewerblich unveränderlichen Bestandteilen. Ist das tatsächlich Wettbewerb?

Von daher ist sinnvoller Weise einzig die Betrachtung der „Einkaufspreise“, also der tatsächlichen Arbeitspreise, der Preise für die Pure Energie, die physikalische Arbeit, relevant. An der Stelle ist noch mal darauf hinzuweisen: Arbeit und Energie als physikalische Größen sind identisch. Leistung dagegen ist keine Energie. Sie ist die Größe zur exakten, berechenbaren Beschreibung der Fähigkeit, unter exakt definierten, standardisierten Bedingungen, Arbeit zu verrichten, sprich Energie zu liefern.

Betrachten wir die Entwicklung dieses echten Arbeitspreises in den letzten Jahren, hat sich der tatsächliche Strompreis faktisch mehr als halbiert. Während gleichzeitig einige der gelisteten Abgaben deutlich gestiegen sind, andere neu hinzugekommen, aber allen Abgaben gemeinsam ist, dass ein überschaubarer, kleiner Teil der Endverbraucher von dieser Mehrbelastung freigestellt wurde, währen der große Rest von diesem Privileg buchstäblich „ausgenommen“ wird wie die sprichwörtliche Weihnachtsgans.

Der daraus für die kleine Minderheit mit den großen Stromverbräuchen resultierende zusätzliche Ertragsvorteil wurde diesen Privilegierten leider vollständig überlassen, statt wenigstens einen Teil der besseren Einkaufspreise wieder über eine höhere Beteiligung an der EEG-Umlage oder noch besser über eine CO2-Bepreisung wieder einzupreisen.

Das I-Tüpfelchen ist aber die kaltschnäuzige Überlassung gerade der am wenigsten Privilegierten in prekären Lebensverhältnissen: Rentner mit und unter Grundsicherung, Alleinerziehende in Teilzeit und sozial Bedürftige. Einen günstigen Stromvertrag mit den derzeit üblichen Fangprämien bekommt man heute kaum noch ohne positive Schufa Auskunft und Vorlage von Gehaltsabrechnungen. Gerade deshalb finden sich gerade die Schwächsten der Gesellschaft umgehend in der so genannten Grundversorgung, dem teuersten Tarif, dessen Gesamtkosten in den Sätzen der Sozialgesetzgebung ohnehin tiefer liegen als die realen Kosten. Wo bleiben da die Lautsprecher der „sozialen Gerechtigkeit“ in den einschlägigen Parteien?

Dieses gesamte Knäuel an redundanten Regelungen und Vorgaben hat darüber hinaus über den unveränderten Erhalt der Vorteile für die Betreiber faktisch aus dem Volksvermögen verschenkter Kraftwerke die Wirkung, dass die Arbeitspreise für Strom den realen Erzeugungskosten hinterherhinken. Inklusive der eigentlich notwendigen Berücksichtigung des Abbaus von Rohstoffen (was quasi einer „Abschreibung“ auf schwindende Vorräte gleichkäme), sowie der restlichen Folgekosten (Anstieg des CO2, Klimafolgen, Rückbaukosten, Kohlehaldensanierung, Öl- und Gasfeldsanierung, Lagerung von Atommüll,…) hat dies dafür gesorgt, dass diese an der Börse gebildeten Arbeitspreise volkswirtschaftlich gesehen bei weitem nicht kostendeckend sind. Diese gesamte, auf ihre Wirtschaftskraft und ihr „Wachstum“ so stolze Gesellschaft lebt komplett auf einen Wechsel, den die nächsten Generationen bedienen müssen.

Und dennoch weigern sich BNetzA, Mainstream der damit befassten „Fachpolitiker“ und Stakeholder der „Energieunternehmen“ angesichts der erwartbaren Entwicklungen (Stilllegung und Rückbau aller Atom-, Öl, Kohle und der meisten Gaskraftwerke) wenigstens in den eigenen, wie gezeigt selbst als stichhaltig bezweifelten, Szenarien ein alternatives, weitgehend dezentrales (oder auch Szenario lastnaher Erzeugung genanntes) Szenario auch nur in Erwägung zu ziehen.

Mein einziger gebliebener Gedanke dazu ist, dass es Zeit wird, die gesamte derzeit die Energiepolitik beherrschende Elite (Politik, EVU, ÜBN, BNetzA, „Experten“ über 60 Jahre), samt der bisherigen Paradigmen komplett und unwiderruflich auszuwechseln. Die aktuelle Situation gleicht einem Versuch, mit der Mannschaft des Jahres 1990 aus der Bundesrepublik nächstes Jahr in Russland Weltmeister zu werden.

Zu den Kosten des Strombezugs aus dem Netz gehört auch die „Grundgebühr“, die im Wesentlichen nur die Bereitstellung des Zählers und die Ablesung umfasst.

Markttechnisch hat sie zudem die Funktion, den Zugang zum Kunden via Netzbetreiber für die ehemaligen Liefermonopole zu erhalten. Die mit dem „Unbundling“ vollzogenen körperschaftsrechtliche Trennung von Netzbetrieb, Messdienstleistung und Stromhandel hat sich noch längst nicht in einer wettbewerblichen Neutralität dieser neu entstanden Unternehmen zu Gunsten der Verbraucher niedergeschlagen. Der einzige Erfolg war bislang das zum Teil drastische Sinken der „Grundgebühren“ für Zählerbereitstellung und Messdienstleistung. Diese haben sich inzwischen bei ca. 10 Euro pro Monat eingestellt.

Was allerdings noch immer fehlt: Die freie Auswahl des eingebauten Zählers und das Recht der Anschlussinhaber, diesen selbst zu beschaffen und durch einen Elektriker ihrer Wahl einbauen zu lassen.

Stattdessen entstehen schon wieder Phantasien wirtschaftlicher Großreiche und champagnerlaunige Träume hoher Renditen bei technischen Monopolisten, die auf die Netzbetreiber entsprechend Einfluss nehmen. Die seit Jahren angekündigte, gesetzlich verpflichtende flächendeckende Implementierung so genannter „Smart Meter“ und deren umfassender Roll-Out wird schon vorab an eine Handvoll ausgewählte Hersteller verteilt, indem die Netzbetreiber sich eben für einen Anbieter entscheiden und dessen Technik als einzige zum Stand der Technik küren, der in “Ihrem“ Netz zu verwenden ist. Einem Netz, das ihnen eben nicht gehört.

Gleiches gilt übrigens auch für das Erdgasnetz. Diese äußerst handlichen und bequemen Geschäftsmodelle sind der Grund für die europaweit zu sehenden Bemühungen einiger Großkonzerne, sich die Wasserversorgungen als politisch-faktische Monopole zu sichern.

Dem genehmigten Szenariorahmen liegen angemessene Annahmen zur Austauschkapazität mit anderen Ländern unter Berücksichtigung geplanter Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur zu Grunde. Für die im Szenariorahmen zu treffenden Annahmen zum Stromaustausch mit anderen Ländern sind dabei der Verbrauch und die installierte regenerative und konventionelle Erzeugungsleistung im europäischen Ausland, aber nicht die tatsächlich geflossene Energie entscheidend.

S. 151

Abgesehen davon, dass die Größenordnungen nicht sehr bedeutend und gemessen am Anspruch eines „europäischen Energie-Binnenmarkts“ geradezu lächerlich sind: Warum?
Um mit Aussicht auf Ernsthaftigkeit von so einem Markt zu sprechen, sollte die Summe der Austauschkapazität mit den Nachbarländern gleich der gemessenen Lastabfrage in der BRD sein: Also derzeit mindestens 84 GW, selbst wenn die momentan eher geschätzt als gemessen sind.

Amüsant: Die „im europäischen Ausland installierte regenerative und konventionelle Erzeugungsleistung“ soll dabei entscheidend sein. Während die heimische „Re-generative“ Leistung gar nicht (PV), oder nur zu einem Bruchteil (Wind, Wasserkraft) berücksichtigt wird. Zudem werden erneut auch hier Leistung und Arbeit munter durcheinandergeworfen.

Während die tatsächlich geflossene Energie, zentraler Bestandteil eines jeden sinnvollen Energiemanagements in Industrie, Gewerbe, Handel, Dienstleistung und Gebäudebewirtschaftung die zentrale Größe bei der Berechnung der Wirtschaftlichkeit ist.

Diese Leistungsbesoffenheit (auch bei Autoschraubern werden PS und PS verglichen) zieht sich wie eine roter Faden durch nahezu alle Strukturen und entfaltet weiterhin seine verwirrende und verschleiernde Wirkung. Leistung ist nur wichtig um Maschinen, Anlagen und Leitungen passend für den zu erwartenden Extremfall auszulegen, aber keine Führungsgröße für eine logistische Planung. Deren relevante Größe sind die Stoffströme. Im Fall der Energie eben die Menge an Energie, die Arbeit.

Dieses Faktum lässt sich übrigens 1:1 auf die Gesellschaft übertragen. Das nur nebenbei bemerkt.


NTC [MW] AT BE CH CZ DK-O DK-W FR LU NL NO PL SE Σ
2030 nach DE 7.500 2.000 5.700 2.600 1.000 3.000 4.800 2.300 5.000 1.400 3.000 1.315 39.615
von DE 7.500 2.000 4.300 2.000 1.000 3.000 4.800 2.300 5.000 1.400 2.000 1.315 36.615
2035 nach DE 7.500 2.000 6.400 2.600 1.600 3.000 4.800 2.300 6.000 1.400 3.000 2.000 42.600
von DE 7.500 2.000 5.986 2.000 1.600 3.000 4.800 2.300 6.000 1.400 2.000 2.015 40.601

Tabelle 31: Handelskapazitäten zwischen Deutschland und den Anrainerstaaten

S. 153

Wie im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber dargestellt, gibt es derzeit noch eine gemeinsame Preiszone mit Österreich sowie mit Luxemburg, so dass hier noch keine Handelskapazitäten im eigentlichen Sinne existieren. Sowohl für die Marktmodellierung, die aus mathematischen Gründen nicht mit einer beliebig hohen Transportkapazität rechnen kann, als auch zur Ermittlung eines realistischen Netzausbaus ist es notwendig, im Marktmodell eine Beschränkung der Übertragungskapazität von und nach Österreich sowie von und nach Luxemburg einzuführen. Ansonsten könnten modellbedingte extreme Handelsflüsse zu einem stark überdimensionierten Netzausbaubedarf führen.

Allein die Andeutung der Auflösung dieser Preiszone ist eine klare Absage an den propagierten „europäischen Energie-Binnenmarkt“. Ein solcher braucht im Übrigen auch keine einheitlich agierenden Großstrukturen, die nur den Verwaltungsaufwand erhöhen und hoch dotierte Posten für die politisch gesteuerte Anschlussverwendung aussortierter Funktionäre schaffen, die keiner braucht. Sondern es braucht lediglich vernunftbasiert und von Partikularinteressen und Subventionen freigestellt ermittelte und gesetzlich geregelte Bedingungen für Erzeugung, Speicherung, Transport und Handel.

Die Bundesnetzagentur geht derzeit davon aus, dass bis 2018/2019 ein Engpassmanagementverfahren an der deutsch-österreichischen Grenze etabliert werden könnte. Die Einführung eines Engpassmanagementverfahrens wurde durch die Bundesnetzagentur bereits im Bericht zur Feststellung des Bedarfs an Netzreserve für den Winter 2016/2017 sowie das Jahr 2018/2019 vom 19.04.2016 diskutiert. Der von den Übertragungsnetzbetreibern angenommene Wert von 7,5 GW für das Jahr 2030 sowie für 2035 stimmt mit den Referenzkapazitäten des TYNDP 2016 überein und ist angemessen. Damit wird die heutige Größe der Kuppelkapazitäten und weitere Ausbauvorhaben ausreichend berücksichtigt. Folglich ist sichergestellt, dass aufgrund unrealistisch hoher Werte kein zu starker Stromexport nach Österreich netzdimensionierend ist und der zukünftige Handel nicht zu stark im Vergleich zum heute tatsächlich stattfindenden Handel eingeschränkt wird.

Die 2,3 GW nach Luxemburg entsprechen der heutigen Übertragungskapazität. Der TYNDP sieht darüber hinaus keine weiteren Ausbauvorhaben nach Luxemburg vor.

S. 153 / 154

2.6 Berücksichtigung der 10 H Regelung für die Regionalisierung Wind Onshore

Die Bundesnetzagentur revidiert ferner im Rahmen der Regionalisierung von Wind Onshore ihre Ansicht, dass die 10 H Reglung in Bayern gegenwärtig keine Rolle spielt (siehe Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 123 f.).

Bei der 10 H Regelung handelt es sich um die Einführung eines Mindestabstandes von Windenergieanlagen zur Wohnbebauung, nach der Windenergieanlagen nur dann privilegiert im Außenbereich zulässig sind, wenn sie einen Mindestabstand vom Zehnfachen ihrer Höhe (auf Nabenhöhe) zu Wohngebäuden einhalten. Das Baugesetzbuch (BauGB) eröffnet den Bundesländern über eine Länderöffnungsklausel die Möglichkeit, solch höhenbezogene Mindestabstände für Windenergieanlagen einzuführen. Dabei hat Bayern als einziges Bundesland von dieser Möglichkeit Gebrauch gemacht, indem Art. 82 der Bayrischen Bauordnung (BayBO) um eine solche 10 H Regelung ergänzt wurde. Eine Unterschreitung dieses gesetzlichen Mindestabstandes ist nur möglich, wenn für den Windpark ein Bebauungsplan besteht, der geringere Abstände festsetzt.
Diese Neuregelung in Bayern führt zu einer „Entprivilegierung“ von Windenergieanlagen im Außenbereich, soweit diese den geforderten Mindestabstand der zehnfachen Gesamthöhe zur nächstgelegenen Wohnbebauung nicht einhalten. Solche Anlagen sind nun im Außenbereich aufgrund des geänderten Art. 82 BayBO grundsätzlich nicht mehr genehmigungsfähig. Allerdings können Vorhaben mit einem geringeren Abstand immer noch umgesetzt werden, wobei allerdings zwingend ein Bebauungsplan aufgestellt werden muss. Die Bundesnetzagentur ist ihrer Ankündigung in der Genehmigung des letzten Szenariorahmens 2025 nachgekommen, die weitere Entwicklung zu beobachten. Sie ist zu dem Ergebnis gelangt, dass sich eine eindeutige Tendenz der Abnahme von Genehmigungen und Errichtungen von Windenergieanlagen auch aufgrund der 10 H Regelung ableiten lässt.

Die Bundesnetzagentur bestätigt damit die kritischen Vorhersagen der Stakeholder im Bereich der Windenergie in Bayern. Zwar müssen auch die Interessen privater Stakeholder stets hinter den allgemeinen Interessen der Menschen zurückstehen, aber dennoch stellt die BNetzA damit klar, dass die 10-H-Regelung gegen das Primärziel des EEG wirkt. So massiv, dass der gewünschte Zubau rein generativer Stromerzeugung im Bereich Wind in Bayern auf Null gefallen ist.

Ungeachtet der Frage, in wie weit und wo Windenergie in Bayern überhaupt sinnvoll ist, ja, ob Windenergie auf lange Sicht gesehen überhaupt sinnvoll, notwendig und wünschenswert ist, sollte jedoch das Bundesverfassungsgericht die Vereinbarkeit dieser 10-H-Regelung mit dem Grundgesetz prüfen.

Soweit es Horst Seehofer, den König der Obergrenzen betrifft, halte ich Obergrenzen für Politiker für einen ebenso erwägenswerten Ansatz:

– Körpergröße von maximal 1,85 Meter, um die Entwicklung von Überlegenheitssyndromen zu vermeiden
– Altersgrenze von maximal 60 Jahren für Mandate und Ämter
– Begrenzung der Verweildauer in Parlamenten auf zwei Legislaturperioden plus Bruchteile im Fall eines Nachrückers oder vorgezogener Neuwahlen.
– Maximal ein Familienmitglied in politischen Funktionen
– Keine Erbmandate und Dynastien

Die schleichende Refeudalisierung und dynastische Restrukturierung der Gesellschaft sollte wenigstens in den politischen Institutionen unterbunden werden. Ein Kastenwesen passt nicht in unsere Gesellschaft.

Wenn der vollständige Antrag auf immissionsschutzrechtliche Genehmigung bis zum 04.02.2015 vorgelegt wurde, waren die entsprechenden Windenergieanlagen von der 10 H Regelung, die am 21.11.2014 in Kraft getreten ist, noch nicht betroffen. Entsprechend der veröffentlichten Daten des Anlagenregisters bei der Bundesnetzagentur wurden seit dem 21.11.2014 bis zum 30.12.2015 in Bayern 73 Windenergieanlagen mit einer Leistung von 200 MW genehmigt. Diese sinkende Tendenz des Windenergieausbaus in Bayern korrespondiert auch mit den Angaben des Branchenverbandes BWE Bayern, nach dem im Jahr 2013 noch 201 Genehmigungen, im Jahr 2014 noch 187 Genehmigungen und im Jahr 2015 noch 65 Genehmigungen erteilt wurden, von denen 26 Genehmigungen auf Basis der 10 H Regelung erteilt wurden. Zudem ergab eine Nachfrage des BWE Bayern bei betroffenen Windgutachtern das Ergebnis, dass 2015 in Bayern kein einziges neues Windkraftprojekt angefragt wurde. Ferner hat der bayerische Verfassungsgerichtshof in seiner Entscheidung vom 09.05.2016 die Bayerische 10 H Regelung für verfassungsgemäß erklärt.

Folglich ist die Berücksichtigung der 10 H Regelung im Regionalisierungsmodell erforderlich. Das bedeutet, dass für Bayern von vorherein Ausschlussflächen – je nach Höhe der angenommenen Windenergieanlage – zwischen 96 % (150 Meter hohe Windenergieanlagen) und 98,3 % (200 Meter Windenergieanlagen) anzunehmen sind (vgl. dazu den bayerischen Verfassungsgerichtshof in seiner Entscheidung vom 09.05.2016, der sich auf eine Untersuchung für Bayern des Bundesinstituts für Bau-, Stadt-und Raumforschung im Bundesamt für Bauwesen und Raumordnung beruft). Dabei spielt es keine Rolle, dass sich in diesen Ausschlussgebieten gegebenenfalls trotzdem Windenergieanlagen (z. B. durch kommunale Bauleitplanung oder Besitzschutzregelungen) realisieren lassen. Denn dieser Effekt wird durch eine Feststellung des bayerischen Verfassungsgerichtshofs in seiner Entscheidung vom 09.05.2016 mehr als überkompensiert: Das Gericht ist nämlich der Ansicht, dass sich die verbleibenden 10 H „Bruttoflächen“ erheblich verringern, wenn von ihnen diejenigen Bereiche abgezogen werden, die aus anderen rechtlichen oder tatsächlichen Gründen als der 10 H Regelung nicht zugelassen bzw. sinnvoll betrieben werden können.

S. 163 / 164

Da die BNetzA an anderer Stelle klar Position für oder gegen bestimmte Technologien, deren Zubau oder Abbau, alternative Berechnungen und Methoden bezieht, ist es weder verständlich noch hinnehmbar, dass sie dies unter Hinweis auf die Ziele des EEG in dieser Frage nicht tut, sondern die gegensätzlichen Wirkungen solcher Gesetze gegen die Ziele des EEG nonchalant hinnimmt, ja nicht einmal in einem der Szenarien den Fall der Hinfälligkeit der 10-Horst-Regelung einbezieht.

Das mindeste wäre eine Untersuchung des verloren gegangen Erzeugungspotentials hinsichtlich des weniger verfügbaren rein generativen Stroms und die Forderung nach Ausgleichsmaßnahmen, wie: Zusätzliche PV-Anlagen auf versiegelten Flächen (Überbauung von Bahnlinien und Autobahnen, Parkplätzen, Industrieanalgen etc.)

3. Regionale Zuordnung des Stromverbrauchs
Im Entwurf des Szenariorahmens 2030 stellen die Übertragungsnetzbetreiber eine neue und aus ihrer Sicht verbesserte Regionalisierungsmethodik des Stromverbrauchs vor. Im Szenariorahmen besteht die gesetzliche Pflicht, die Mantelzahlen für den Nettostromverbrauch des Zieljahres und dessen Jahreshöchstlast festzugelegt. Der Stromverbrauch muss für die anschließende Marktmodellierung zeitlich auf 8760 Stunden des Jahres aufgelöst sowie regional den Netzverknüpfungspunkten zugewiesen werden. Die Regionalisierung ist im Netzentwicklungsprozess somit zwischen dem Szenariorahmen und der Marktmodellierung einzuordnen. Die Übertragungsnetzbetreiber haben die neue Methodik der Regionalisierung des Stromverbrauchs bereits im Entwurf des Szenariorahmens 2030 vorgestellt, um der Öffentlichkeit die Möglichkeit zur Stellungnahme zur neuen Methodik einzuräumen und um bei der Ermittlung bestimmter Eingangsparameter die Öffentlichkeit mit einzubeziehen.

S. 166

Ein Schritt in die richtige Richtung. Diese Methodik gilt es weiter herunterzubrechen und durch reale RLM-Messung an allen Netzknoten und Einspeisepunkten zu ergänzen.

3.1 Bisheriges Vorgehen im Szenariorahmen
Bisher wurde der Stromverbrauch von den Übertragungsnetzbetreibern ausgehend von historischen regionalen Lastprofilen der Übertragungsnetzbetreiber regionalisiert. Dabei wurden die den Übertragungsnetzbetreibern bekannten historischen regionalen Lastprofile entsprechend der im Szenariorahmen angenommenen Entwicklung des nationalen Stromverbrauchs skaliert. Dadurch entwickelte sich der Stromverbrauch bis zum Zieljahr in dem gleichen Verhältnis wie der nationale Stromverbrauch. Es wurde lediglich die Höhe des regionalen Stromverbrauchs und nicht dessen zeitlicher Verlauf angepasst. Diesem Vorgehen lag noch die Annahme zu Grunde, dass neue Stromanwendungen im Zieljahr 2025 keinen signifikanten Einfluss auf den Verlauf des Stromverlaufs haben werden. Auf Grund des um fünf Jahre fortgeschrittenen Untersuchungszeitpunkts schlagen die Übertragungsnetzbetreiber im Szenariorahmen 2030 erstmalig eine Regionalisierungsmethode vor, bei der neue Stromanwendungen die Höhe und den Verlauf der regionalen Stromnachfrage beeinflussen.

S. 166

Positiv. Sehr positiv. Weiterentwickeln.

3.2 Erörterung der Konsultationsergebnisse zur Regionalisierung des Stromverbrauchs
Die Bundesnetzagentur stellt fest, dass die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene Methode zur Regionalisierung des Stromverbrauchs grundsätzlich eine angemessene Herangehensweise für die durch die Übertragungsnetzbetreiber durchzuführende Marktmodellierung zur Ermittlung des Transportbedarfs darstellt.

S. 167

Eine angemessenere als bisher, aber noch lange nicht die richtige. Die weitere Fortentwicklung bedingt allerdings die Beendigung der Beauftragung der ÜBN für die Marktmodellierung, da diese aus eigenem Interesse in jedem Fall nur eine diesen Interessen konforme Modellierung vornehmen können. Sonst würden sie mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit sich selbst überflüssig machen. Das ist den Stakeholdern ziemlich sicher durchaus klar.

Meine Vorhersage ist, dass genau dieser Fall ohnehin eintreten wird. Die Fragen lauten: Wie schnell? Und wie sinnvoll ist es diesen unabänderlichen Wandel demokratiegerecht, offen und transparent zu gestalten?

Denn wir können eine „marktgerechte Demokratie“ keineswegs brauchen oder gar hinnehmen. Eine derartige Denkweise und Haltung entspricht den staatsautoritären, konservativen-hierarchischen Staatsvorstellungen der DDR, des Sozialismus, der Sozialdemokratie, der Union, der willkür-freiheitlichen Beliebigkeits-FDP, der nationalromantisierenden Pflaumenpartei AfD, der dogmatischen Zwangsbeglückungs-GRÜNEN und LINKEN, kurz leider allen derzeit vorrätigen Anbietern politischer Gestaltung.

Die Milderung der mit diesem fatalen Haltungs- Meinungs- und Glaubenskartell verbundenen Folgen lässt als Möglichkeit eigentlich nur eine konsequente Dezentralisierung jeglicher Entscheidungsgewalt und Umsetzungsverantwortung unter europaweit einheitlicher technischer Normierung, Definitionen und klarer Zielsetzung übrig. Wobei die zentralen Ebenen keinerlei Detailregelungszuständigkeit haben dürfen, sondern lediglich Überprüfung und Einflussnahme zum Zweck der Einhaltung vereinbarter Ziele und Grundsätze haben dürfen. Da ansonsten die zentralen Ebenen wieder der Einflussnahme durch wirkungsmächtige Partikularinteressen ausgesetzt sind.

Beispiel: Die EU sorgt für Standards wie gleiche Steckdosen und Stecker, Stromstärken, Spannung, Kraftstoffqualität, zu verwendende technische und physikalische Einheiten, Richt- und Referenzpreise für Strom, Milch, etc. einheitliche Besteuerung in allen Mitgliedsländern, technische Zulassungsnormen, CO2-Preise, Regeln der Gesetzgebung, Standards für Demokratie, Verwaltung, Wahlen, Bildungsabschlüsse, Mindestlohn, einheitlichen und austauschbare Sozialversicherung, Lebensmittelstandards durch Positivlisten für Zutaten wie das Reinheitsgebot für Bier, usw.

Detaillierte Verordnungen für die Herstellung von Karamellbonbons braucht es nicht. Von der EU geforderte Dokumentationspflichten haben die EU-Behörden zu finanzieren, nicht die Erzeuger.

Die Entwicklung einer Regionalisierung des Stromverbrauchs unter Berücksichtigung der Vielzahl von Einflussfaktoren trägt letztlich der aktuellen Entwicklung auf dem Strommarkt Rechnung, auf dem sich derzeit viele neue Technologien etablieren, die bis 2030 das Verbrauchsverhalten regional unterschiedlich beeinflussen werden.

S. 167

Gut erkannt, was lange vorgetragen wurde. Genau deshalb ist ein für ständigen Input offener, dezentral angelegter Bottom-Up Ansatz so viel geeigneter, nutzbringender und wertvoller, als die gesamten Sandkastenspiele irgendwelcher ökonomisch brennend interessierter Rendite-Junkies, Stakeholder und einer Behörde mit klar eigegrenztem Auftrag, der gar nicht anders darf, als ausgerechnet ein paar Wiederkäuer zu fragen, was im Garten angebaut werden soll. Der wichtigste und maßgebliche Stakeholder sind die Bürger, die die Bezahlung all dieser feuchten Träume erwirtschaften dürfen.

Bei Ihnen endet die Erzeugung von Strom durch Verbrauch und bei Ihnen entsteht mehr und mehr auch die Erzeugung von Strom. Bei Ihnen liegt letztlich die Verantwortung, denn sie bezahlen die Rechnung. Oder Ihre Kinder, Enkel, Urenkel. Denen wir momentan nicht mehr sehr viel übriglassen.

Die Bundesnetzagentur erwartet, dass die Konsistenz zwischen dem summierten regionalen Stromverbrauch und dem nationalen Stromverbrauch zu jeder Stunde des Zieljahres gegeben ist. Dabei haben die Übertragungsnetzbetreiber die Vorgaben der Bundesnetzagentur im Kapitel II B 4.1 zu beachten, in denen der Nettostromverbrauch für die Szenarien festgelegt wird. Weiterhin ist auch die in Kapitel II B 4.2 festgelegte Jahreshöchstlast in jedem Szenario einzuhalten.

S. 168

Die BNetzA sollte sich rein informativ einmal mit einer modernen Heizung für ein großes Gebäude befassen und sehen wie dort das gekonnte, von fähigen Energiemanagern konzeptionierte Zusammenspiel von Erzeugung, Transport und Speicherung höchst effiziente Systeme bietet und diese Denkprinzipien konsequent analog auf das Stromnetz übertragen. Es geht hier wie dort um eben das genau gleiche Prinzip. Die notwendige Technologie ist mittlerweile vorhanden und wird stetig besser und günstiger. Schluss mit Planungen im Mega-Maßstab und mit Annahmen auf Basis politischer Realitäten lange vor dem Fall des Eisernen Vorhangs. Kein Netz der Natur hat eine Schaltzentrale, lediglich bestimmte, wichtige Funktionen sind zentralisiert. Zeit für eine zeitgemäße, demokratiegerechte Fortentwicklung unserer Energiebereitstellung.

Das letzte und letztlich endgültig schlagende Argument ist das der Verschreibung von Rentabilität des Ertrags vom Arbeitnehmer, was nichts anderes als die Verschiebung der Früchte von Arbeit = Energie vom Arbeitenden zum Investierenden (=Bereitstellung von Leistung gegen gesicherte Rendite OHNE Verrichtung von Arbeit) bedeutet.

Oder wie Thomas Piketty es formuliert: Mittel zu investieren ist rentabler als zu arbeiten. Arbeiten lohnt sich nicht. Und das darf nicht länger der Fall sein.

Das Ergebnis mündet darin, dass sich alle Strukturen auflösen und zusammenfallen, wie ein schlecht gemachtes Soufflé, da es sich zunehmend weniger Menschen leisten können die Renditen der wenigen Stakeholder zu erwirtschaften. Dem fettesten Investmentbanker nützt seine Investition nichts mehr, wenn immer weniger Nutzer mehr das Produkt bezahlen.

Deshalb ist es Zeit für den Paradigmenwechsel. Deshalb ist es Zeit für die Funktionsbeschreibung einer dezentralen Energieversorgung.

Der alternative Szenariorahmen geht also aus von so viel dezentraler Erzeugung wie möglich. Zielsetzungen sind:

– die Vollbelegung aller Wohn- und Gewerbegebäude mit Photovoltaik
– die Belegung möglichst aller sowieso versiegelten Flächen mit Photovoltaik
– Abschätzung der dadurch möglichen Menge erzeugbarer elektrischer Energie
– Ergänzung des dann immer noch bestehenden Bedarfs durch Wasserkraft und anschließend Windkraft,
– Schaffung dezentraler Speicherkapazität an allen Einspeisepunkten der Erzeugung, an allen Netzknoten und an allen Verbrauchspunkten
– Kappung und Glättung aller Lastspitzen im Netz
– Komplette Erdverkabelung aller Leitungen
– Verknüpfung der Endpunkte aller Verteilnetzstränge mit benachbarten Verteilnetzen

Die Mittel der Wahl sind

– Systemdienliche Entwicklung des Wärmemarkts durch Beendigung der technischen Zulassung neuer Ölheizungen, Flüssiggasheizungen oder anderer Heizungen basierend auf nicht erneuerbaren Brennstoffen. Einschließlich Reparatur oder Austausch, ausnahmslose Begrenzung der Laufzeit bestehender Anlagen auf das Jahr 2030. Ausnahme Erdgas.
– Schaffung von Erzeugungsanlagen für synthetisches Methan
– Vereinfachte Förderung von Brennstoffzellen in Gebäuden
– Bepreisung von CO2 (ausnahmslos aller Energieträger und Produkte – nach Carbon Footprint – aus Ländern ohne CO2-Bepreisung) mit 1,2 ct / 100g * CO2-Faktor, jährlich um 1,2 ct zu steigern, bis eine Sättigung der Märkte und kostendeckendes Recycling von CO2 erkennbar wird.
– Beendigung der technischen Zulassung für Fahrzeuge mit Verbrennungsmotoren, mit Ausnahme von Erdgas
– Förderprogramm LNG / CNG Tankstellen
– Beendigung des EEG 2022, spätestens bei Erreichen der aktuellen Zubaugrenzen für Wind und PV (Bestand bleibt Bestand)
– Aufbau einer dezentral wachsenden (genau wie einst die Stromnutzung) Speicherstruktur bei Stromverbrauchern, an allen Netzknoten und Stromerzeugern
– Beendigung und Abbau zielsetzungswidriger Subventionen, Privilegien und Beihilfen
– Schaffung eine kompletten, digital simultan verknüpften Messtechnik an allen Entnahmestelle, Eispeisepunkten und Netzknoten
– Kommunalisierung aller Verteilnetze
– Genossenschaftliche Restrukturierung aller Übertragungsnetze mit der Möglichkeit der direkten Bürgerbeteiligung, um dem quasi-monopolistischen Charakter eine direkte Einflussnahme der Endverbraucher gegenüberzustellen. Alternativ deren unabhängige politische Kontrolle (nicht durch Parteimitglieder, sondern regional / lokal gewählte Gremien ohne Vorschlagsrecht irgendwelcher politischer Parteien)
– Simultane Darstellung und Abrufbarkeit aller Netzvorgänge online
– Absenkung aller aus dem EEG bezahlten Vergütungen für alle anderen EE-Generatoren auf höchstens das Niveau der Einspeisevergütung für kleine PV-Anlagen

Die künftige Strategie für das politische Monitoring und die möglicherweise notwendigen Veränderungen einzelner Parameter muss endlich dort ansetzen, wo die bestellte Musik letztlich bezahlt und die Kosten erwirtschaftet werden: Bei den Endverbrauchern.

Es ist zwar nett – und erscheint vordergründig vorteilhaft – wenn die Wettbewerbsfähigkeit einer exportorientierten Wirtschaft durch die massive Minimierung der Energiepreise über ein hochkomplexes System verschiedenster Steuern, Umlagen und Abgaben stetig verstärkt wird, doch letztlich geht das zu Lasten der Endverbraucher, erhöht den Druck auf das Lohnniveau und verteuert stetig die Lebenshaltung all derer, die vom rational messbaren Wirtschaftswachstum abgekoppelt werden: Sozialhilfeempfänger, Arbeitslose, Alleinerziehende, Geringverdiener, Teilzeitbeschäftigte, Bezieher kleiner und mittlerer Renten, usw.

Die Erhöhung von Renten oder Sozialleistungen erfolgt stets entweder in homöopathischen Dosierungen: Z. B. 5 Euro bei Hartz 4 oder lediglich in marginalen Prozentschritten bei Rentnern, bei denen es dann eben auch eine Handvoll Euro pro Monat mehr sind. Die Erhöhung von Einkaufspreisen für Grundbedürfnisse aber trifft jeden in gleicher Höhe, wenn man die absoluten Zahlen betrachtet.
Steigt der Butterpreis von 0,89 €/ 250 g auf 1,79 €, trifft das den Hartz-IV-Empfänger und den Rentner auf Grundsicherung in gleicher Höhe wie den Pensionisten der mittleren Laufbahn oder gut gestellten Rentner. Letztere haben aber bei jeder Erhöhung 40 € oder 50 € mehr pro Monat zur Verfügung, erstere 5 €. Dazu kommt, Dass die unteren Einkommensbezieher meist die mit der schlechten Bonität sind und dann in den „Genuss“ der Grundversorgung fallen.

Die schleichende Verarmung arbeitet von zwei Seiten aus. Kapiert nur keine der aktuellen politischen Parteien.

Deshalb fordere ich, dass die Erstellung der Szenarien umgehend als nach oben offene Zielvereinbarung (EE-Anteil 100%, theoretische Gesamtleistung EE, gestaltet wird.

Ich fordere, dass weder eine verbindliche Obergrenze für rein generative Erzeugung von Strom, noch ein verbindlich zu erreichendes es Ausbauszenario für Hoch- und Höchstspannungsleitungen oder „Stromautobahnen“ enthält.

Ich fordere, dass es keinerlei Bestandgarantie für degenerative Erzeugung mehr gibt, sondern ein geregeltes und flexibel beschleunigbares Abbauszenario für Öl-, Kohle-, und Erdgaskraftwerke aufgestellt wird, dessen Ziel die Abschaltung des letzten degenerativen Kraftwerks im Jahr 2040 ist.

Ich fordere den sofortigen Start der Implementierung von Messeinrichtungen an allen Erzeugungsstellen, Abnahmestellen, Netzknoten, Umspannwerken und Trafostationen.

Komplementär dazu die Schaffung simultaner, additiver Datenerfassung und frei online einsehbare Lastgänge und Messdaten in anonymisierter Form für jeden, den es interessiert.

Ich fordere daraus vermittels der Echtzeitdaten ein sich kontinuierlich entwickelndes Szenario beständig fortzuschreiben und den Ausbau über vorläufige Prognosen weiterzuentwickeln.

Ich fordere die wirtschaftliche Gleichstellung der Rentabilität elektrochemischer Speicher und vergleichbaren Analgen mit den derzeit bevorzugten Übertragungs- und Verteilnetzen.

Ich fordere den Ausbau der Verteilnetze durch Verstärkung der Leistungen auf min. 25 KW pro Haushalt, enbts0rechend größer für Gewerbe und Industrie, flächendeckende Erdverlegung im Leerohrsystem bis zum letzten Einödbauernhof samt bei dieser Gelegenheit erfolgender Verlegung von Glasfaserkabeln parallel mit den neuen Stromleitungen.

Ich fordere die Erneuerungs- und aller Übertragungsnetzleitungen auf Basis von Erdverlegung ausschließlich im Bereich von Bundesfernstraßen und Bahnlinien

Ich fordere die vollständige Elektrifizierung aller Bahnstrecken und die perspektivische Umrüstung der Oberleitungen auf eine der europäischen Stromnormen, z. B. 30 KV / 500 A, um die beiden Stromnetze kompatibel zu machen.

Ich fordere den strategischen Austausch aller in Europa genutzten Güterwaggons gegen neue Modelle mit elektrischem Radnabenantrieb, Batteriespeichern, Rekuperation der Bremsenergie und „Last-Mile-Steuereinrichtung“.

Ich fordere die Umstrukturierung und verkehrlich weitgehende Abtrennung aller Regionalbahnstrecken auf ein Straßenbahnsystem. Die Städte mit Straßenbahnen können dann selbst entscheiden, ob sie ihre Strecken auf Normalspur umrüsten und mit dem neuen System verknüpfen.

Ich fordere die Verknüpfung aller Verteilnetzendpunkte mit benachbarten Verteilnetzendpunkten via Stromspeicher.

Ich fordere die Implementierung einer verbindlichen CO2-Bepreisung, vor allem unabdingbar im Rahmen internationaler Handelsverträge, die strategisch wächst und andere Abgaben ersetzt.

Ich fordere schließlich die sofortige Rücknahme der Eigenstrom-Umlage im EEG und deren Streichung für Mieterstrom.

Ich fordere die Vereinfachung der Mieterstromregelung auf Freistellung jeglichen erzeugten generativen Stroms, der nicht durch ein Netz gleitet wird. Egal ob der Generator auf dem Dach, einer Wiese, über einem Parkplatz, einer Garage

Ich fordere die Einsetzung tatsächlich unabhängiger Gremien für die fachliche und politische Begleitung des Netzausbaus, den Umbau der Mobilität, den Umbau der Wärme- und Kältebereitstellung. Die Mitglieder sollen lokal und regional gewählt werden und aus ihren Kreisen dann jeweils weitere Mitglieder der Gremien für die nächst zentralere Ebene bestimmen.

Nur auf diesem weg können wir als Bundesrepublik die selbst gesteckten und vollmundig in internationalen Abkommen unterzeichneten Ziele erreichen.

Nur auf diesem Weg können wir tatsächlich Leitmarkt in einigen der inzwischen verlorenen Felder werden. In Feldern, die Zukunft haben, statt auf eine immer absurdere Fortentwicklung von Technologien zu setzen, die in eine Sackgasse geführt haben.

Die Skandale in und um die Automobilindustrie zeigen in aller Deutlichkeit, dass die Konzepte „Selbstverantwortung“, und „Freiwilligkeit“, die ein Horst Seehofer (und andere) nicht müde wird wie magische Mantras und Zauberformeln angeblicher Liberalität zu bemühen, in der Realität nicht funktionieren., sondern – ganz der faktischen Menschlichkeit der Akteure geschuldet -, diese Skandale zeigen uns, dass ein bestimmtes Maß an Verbindlichkeit nur durch tatsächliche und vor allem unabhängige, unerwartete Kontrolle gesichert werden kann.

Ganz im Sinne seines Parteikollegen Joachim Herrmann, der ganz in Gegensatz zu dieser Beliebigkeit und Verlogenheit in Sachen Liberalität, am liebsten jeden einzelnen Bewohner komplett und vollständig bei allen Aktivitäten oder GPS und Videokamera überwachen würde, um so genannte Sicherheit zu garantieren.

Regelmäßige Blitzermarathons statt technischer Tempobegrenzung, Gurtkontrolle und Helmpflicht statt Eigenverantwortung, verstärkte Personenkontrolle, Schleierfahndung und Rasterfahndung hier, sich aber komplett aus der Verantwortung verabschieden dort.

Den Bürger bis auf die Toilette verfolgen und simultan Blutdruck, Herzrhythmus und Zusammensetzung der Exkremente online verfolgen, aber selber alle Augen zudrücken, wenn es um die Interessen großzügiger Parteispender geht.

Es ist schlicht klüger, das alles klar und deutlich zu verändern, statt weiterhin alten Gewohnheiten anzuhängen, nur weil es bequemer und weniger disruptiv ist. Schlicht, weil sich sonst immer mehr unkontrollierbares Veränderungspotential anhäuft. Nicht bei den Menschen selbst, die wollen nur sicher, bequem und in Ruhe leben. Aber systemimmanent. Siehe Immobilienblase, Sub-Prime-Krise, Autokrise, etc.

Bei der Energie aber ist Schluss. Die ist relevanter als Terrorismusabwehr, Flüchtlingsabwehr, Zuwanderungsabwehr, AfD-Abwehr, Radikalismus-Abwehr und intensive Verkehrsüberwachung samt Strafverfolgung zur „Erziehung“ der Bürger.

Wer erzieht denn die einflussriechen Stakeholder? Die, die gerade vor der Bedeutungsschwere der Automobilindustrie zittern und einknicken, die dort keine Eier haben aber sonst für jede chauvinistische Bierzeltrede zu haben sind, die haben versagt. Nicht die Industrie, und die Wirtschaft haben versagt. Die haben das getan, was alle Menschen tun: So weit gehen wie man ungestraft darf. Jede Grenze wahrnehmen ausloten und regeln eben umgehen, wenn möglich. Normales menschliches Verhalten eben.

Versagt hat die etablierte Politik, weil sie keine Regeln durchsetzt, wo sie welche aufgestellt hat.

In der Abschlusserklärung des Pariser Klimaschutzabkommens, unter Buchstabe F. Ziffer 2, erklären sich die Unterzeichner verbindlich bereit, folgende wesentliche Herausforderungen umgehend zu bewältigen, bzw. das dort beschriebene Verhalten zu beenden:

F.2.Ineffiziente Subventionen für fossile Energieträger, die verschwenderischen Verbrauch anreizen Ineffiziente Subventionen für fossile Brennstoffe (IFFS), die zu verschwenderischem Verbrauch verleiten, verzerren Energiemärkte, behindern Investitionen in saubere Energiequellen, belasten die öffentlichen Haushalte und schaffen Anreize für nicht nachhaltige Investitionen in die Infrastruktur. Es bleibt jedoch wichtig, Bedürftige mit wesentlichen Energiedienstleistungen zu versorgen, auch durch den Einsatz des gezielten Transfers von Bargeld und andere geeignete Mechanismen. Die gegenseitige Überprüfung („peer review“) der Vereinigten Staaten und Chinas zu IFFS ist abgeschlossen, während die Begutachtung zwischen Deutschland und Mexiko noch läuft und Indonesien und Italien angekündigt haben, ihre jeweiligen freiwilligen Verfahren fortzusetzen. Maßnahmen der G20 – Wir bekräftigen erneut unser Bekenntnis, ineffiziente Subventionen für fossile Brennstoffe, die verschwenderischen Verbrauch anreizen, mittelfristig zu rationalisieren und stufenweise abzubauen, und erkennen dabei an, dass wir die Ärmsten unterstützen müssen; und ferner werden wir uns bemühen, weitere Fortschritte bei der Weiterführung dieses Bekenntnisses zu erzielen. – Wir ermutigen alle Mitglieder der G20, die dies noch nicht getan haben, so bald wie machbar einen Prozess der gegenseitigen Überprüfung ineffizienter Subventionen für fossile Brennstoffe, die verschwenderischen Verbrauch anreizen, aufzunehmen. – Wir nehmen den Fortschrittsbericht von OECD und IEA und seine Vorschläge zur weiteren Entwicklung und Verbesserung des G20-Prozesses der gegenseitigen Überprüfung auf Grundlage der jüngsten Erfahrungen sowie zur Erleichterung des Abbaus ineffizienter Subventionen für fossile Brennstoffe, die verschwenderischen Verbrauch anreizen, zur Kenntnis. G. Globales Handeln

Mit den aktionistischen Handlungsweisen und Methodens des Augenblicks, schaffen wir nicht einmal dieses vage Vorhaben mit wenigstens ein bisschen Leben zu füllen. So bleibt diesen bisschen Ehrgeiz ein Muster ohne Wert.

Deshalb sollten wir mutig darangehen, die Veränderung gewollt und zielgerichtet umzusetzen und damit neues Wachstum (Nachwachstum für abgebautes) zu erzeugen, neuen Komfort, eine Verbesserung der Lebensverhältnisse und womöglich ein Stück mehr Fairness, Lebensqualität, Lebensfreude und Perspektive erschaffen.

Thomas Blechschmidt, August 2015

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Ich erstelle Expertisen, berate, erstelle Konzepte für Kommunen, Unternehmen, Privatleute und beantworte Fragen.

Auch spezifische, technische, politische.

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Ich arbeite soweit als möglich auf Basis von Fakten, logischen Deduktionen, evidenzbasierten Zusammenhängen.

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Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 7

Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 7

6 Globaler Ausblick

– „Budgetansatz“ aus der Klimapolitik

– Wenn jeder auf der Welt so viel Energie verbraucht wie wir Deutschen in Zukunft, wird nicht mehr Energie benötigt, als heute erzeugt wird!!

– Genügend Rohstoffe für eine weltweite nachhaltige Energieerzeugung vorhanden?!

– Umbau des Weltwirtschaftssystems zu einem nachhaltigen kostet 2-3% des Weltbruttosozialprodukts, Förderung und indirekte Kosten der fossilen Stromerzeugung kosten 6,5 % des Weltbruttosozialprodukts- Studie des IWF 2015 (Vortrag D. Messner, DIE)

Energiesubventionen am Pranger:
http://www.faz.net/aktuell/wirtschaft/energiepolitik/subventionen-fuer-energie-hoeher-als-ausgaben-fuer-gesundheit-13601362.html
Die Länder der Welt subventionieren den Einsatz von Energie in diesem Jahr mit 5,3 Billionen Dollar. Das behauptet zumindest der Internationale Währungsfonds (IWF) in Washington. Das sei ein schockierendes Ergebnis, schreiben die Autoren dieser Studie. Die Summe entspricht 6,5 Prozent des globalen Bruttosozialprodukts und übersteigt damit die globalen Ausgaben für Gesundheit.

Eine marktwirtschaftlich adäquate Behandlung der Energieversorgung ist weltweit nach wie vor weit von der Realität entfernt.

Nahezu überall ist es nach wie vor Usus, die Bereitstellung von Energieträgern entweder massiv zu subventionieren oder – und das geschieht im Übermaß – von den Kosten zur Wiederinstandsetzung und zum Erhalt der Lebensgrundlagen durch nachhaltige Fehlbewirtschaftung freizustellen.

Jede Hausfrau, jeder kleine Kaufmann und jeder Landwirt weiss, dass er seine Grundlagen erhalten muss, seine Ressourcen schonen muss und seine Leistungskraft nicht über deren Kapazität hinaus strapazieren darf.

Eigentlich will jeder politisch Konservative Mensch – und die stellen weitaus die Mehrheit – seine Gegenwart sichern, seiner Familie einen vor allem sicheren Platz zum Leben bieten und seinen Nachkommen auch genau diese weitergeben. Trotzdem setzen gerade konservative Politiker weltweit nirgends eine diese Grundbedürfnisse gewährleistende Politik um.

Zumindest den Sonntags- und Parteitagsreden nach will so ziemlich jeder linke Politiker – egal ob Sozialdemokrat, Sozialist, Grüner oder Linker, Syriza oder Podemos, genau das auch. Der politische „Wettbewerb“ bezieht sich lediglich auf die Methode und die Ausgestaltung,

Von den angeblich Liberalen Politkern und Parteien erhält man dazu keine Haltung, was aber in erster Linie daran liegt, dass es keine liberalen Parteien mehr gibt und niemand mehr den politischen Liberalismus versteht und würdigt.

Betrachten wir die Themen Energieversorgung, volkswirtschaftlich zukunftsfähige Bewirtschaftung und Rentabilität und faire Teilhabe zusammen, können wir zwar weiterhin zulassen oder gar selbst dafür sorgen, alle möglichen Verknüpfungen mit Nebenaspekten unter verschiedenen ideologischen Sichtweisen zu einem kaum durchschaubaren Gewirr vermengen und den normalen Bürger, der schlicht weder Zeit noch Ressourcen hat, sich mit derart komplexen Zusammenhängen zu befassen, immer weiter davon wegtreiben, sich damit zu beschäftigen.

Doch eine zentrale Erkenntnis lässt sich rational. Objektiv und nüchtern über alle Meinungsverschiedenheiten hinweg feststellen:

Energie wird viel zu billig bewertet, gehandelt und in Ihrer Bedeutung zu geringgeschätzt.

Eine der grundlegenden Fehlsteuerungen im Denken liegt in der – auch auf anderen Politikfeldern – stets wiederkehrenden These, dass Strom, Benzin, Öl, Gas usw. zu teuer sind. Eines der dominantesten Kantinen- Büro- und Stammtischthemen ist immer wieder der Anstieg von Spritpreisen. Bei Heizöl und Strom ist das übliche Gejammer zwar nicht so groß – und die geringe Zahl an tatsächlich den Lieferanten wechselnden Verbraucher deutet eher darauf hin, dass diese Preise eigentlich belanglos sind – doch der Punkt ist, dass kein einziger Politiker den Mut hat, die weit verbreiteten Fehleinschätzungen, den vereinfachenden Irrglauben die Zusammenhänge klar, transparent und nachdrücklich öffentlich zu kommunizieren. Dabei wäre gerade das die Aufgabe eines wirklich fähigen Wirtschaftsministers.

Das Phänomen besteht weltweit. In Argentinien zum Beispiel wurde ein neuer Präsident gewählt, der die Subventionen für Strom, Gas und öffentlichen Verkehr massiv gekürzt hat, um Spielräume für sein Budget zu schaffen und der in der Folge mit massiven öffentlichen Protesten konfrontiert ist, da die Preise bis zu 600% gestiegen sind.

Das argentinische „Marktmodell“ für Strom ist zwar ein anderes als hier, aber einzelne Bestandteile zum Beispiel des Strompreises lassen sich sehr gut nebeneinanderstellen. Die wirtschaftlichen Grundlagen sind wie in Europa oder der BRD, denn für die primären Energieträger gelten Weltmarktpreise. Die Einkaufsbedingungen sind also gleich.

Nun kostet die KWh Strom in Argentinien zwischen 2 und 4 Eurocent – nach der Preisanpassung. Die Produktion jedoch kostet dort wie hier zwischen 1 ct/kWh für Wasserkraft und brutalen 15 – 25 ct/kWh für Atomkraft. Obwohl die Reaktoren alt sind. Warum? Weil sie von einem deutschen Unternehmen einst geliefert und mit gewaltigen, sehr teuren Schulden refinanziert werden. Auch dort werden keine Folgekosten eingepreist. Schlimmer noch: Man plant ein neues AKW und Europa lockt mit süßen Angeboten.

Wir brauchen uns nichts vormachen:
So lange kein weltweiter Konsens samt effektiver Durchsetzungsmethoden darüber besteht, dass
Energieträger und Erzeugung nicht weiter subventioniert werden dürfen
Sämtliche Folgekosten samt der Schuldentilgung für Altanlagen endlich vollständig eingepreist werden
Jedes Land ohne jeden Kompromiss den Mut aufbringt, die damit verbundenen Preiserhöhungen für jeden Energienutzer durchzusetzen und dafür nötigenfalls auf spezifische Steuereinnahmen zu verzichten
Die Handelssysteme für sämtliche Energieprodukte, Komponenten, Erzeuger und jede Art der zugehörigen Anlagentechnik fair, transparent und im Sinne der öffentlichen Daseinsvorsorge durch staatliche Garantien gesichert finanziert werden.
Solange diese strukturellen Herausforderungen nicht bewältigt werden, wird dieser Machtkampf der Partikularinteresen, kleinlichen Eifersüchteleien und Streitereien weitergehen und vor allem sich der Aspekt der Umweltfolgen genau so negativ weiterentwickeln wie bisher.
Das weitgehend undemokratische Amalgam der bisherigen Eliten, Wirtschaftsführer und etablierten Politiksysteme samt ihrer Besatzungen hat so gut wie nichts zum Positiven verändert und wird es auch nicht schaffen, da die Verzahnung mit Partikularinteressen zu eng ist und zu wenig Handlungsspielraum der Politik besteht.

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Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 6

5 Der Weg zum Ziel

5.1 Noch einhundert Jahre warten?

Der Ausbaupfad des EEG: So, wie die Bundesregierung es betreibt, dauert die Energiewende noch 500 Jahre oder bis kein Stück fossiler Brennstoff mehr das ist.

Auf diesem Weg sich das Petitum von Peter Altmaier während seiner Amtszeit als Bundesumweltminister erfüllen: „Die Energiewende muss und wird immer Ziel der Bundesregierung bleiben!“ (Sommer 2013 Rede vor der HWK Augsburg).

Logisch von Herrn Altmaier gedacht: Wenn etwas immer Ziel bleiben soll, darf es nie erreicht werden. Sonst wäre es ja kein Ziel mehr.

Studie der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin (htw):

„Anforderungen an den Ausbau erneuerbarer Energien zum Erreichen der Pariser Klimaschutzziele unter Berücksichtigung der Sektorkopplung“ http://pvspeicher.htw-berlin.de/sektorkopplungsstudie/

5.x Sündenfall Kohle-Subventionen

5,3 Billionen Dollar Subventionen für fossile Energien:
https://www.energie-und-management.de/nachrichten/detail/oecd-bemaengelt-subventionen-111371
OECD bemängelt Subventionen:
https://www.energie-und-management.de/nachrichten/detail/oecd-bemaengelt-subventionen-111371

Subventionen in die Energiewirtschaft – Das Geld geht an die Falschen:
http://uni.de/redaktion/geld-an-die-falschen-subventionen-in-die-energiewirtschaft

Hunderte Milliarden Dollar für fossile Energien:
http://www.wiwo.de/technologie/green/tech/subventionen-hunderte-milliarden-dollar-fuer-fossile-energien/13552464.html

http://dip21.bundestag.de/dip21/btd/18/068/1806834.pdf
„Europe’s Dark Cloud“: http://wwf.fi/mediabank/8633.pdf
http://www.deutschlandfunk.de/wwf-studie-zu-kohlekraftwerken-europa-unter-der-staubglocke.697.de.html?dram:article_id=359180
http://www.sueddeutsche.de/wissen/luftverschmutzung-toedliche-kohle-glocke-ueber-europa-1.3063507

Typische Schadstofffracht Kohlekraftwerk:
[UBA b] Stromsparen – Schlüssel für eine umweltschonende und kostengünstige Energiewende, 2015, Seite 23
https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/hintergrundpapier_stromsparen_web.pdf
Abgleich mit europäischer Datenbank! Typisches deutsches Kohlekraftwerk auswählen.

5.x Die Lügenwelt des Stromnetzausbaus

– DENA-Studie I und II, Sturmtief „Xaver“

– Redispatchment-Maßbahmen – die schlechte Kommunikation der Regelzonen

Bei vollständiger Stromversorgung durch Erneuerbare Energien sinkt der Übertragungsbedarf von 602 TWh auf 394 TWh im Jahr

https://www.vde.com/de/verband/pressecenter/pressemeldungen/fach-und-wirtschaftspresse/2015/seiten/38-15.aspx

Die Versorgung mit Energie betrifft ausnahmslos alle, die gesamte Gesellschaft. Heute getroffene Entscheidungen haben weitreichende Auswirkungen bis weit in die Zukunft. Viele teils kostenintensive Maßnahmen sind nicht mehr rückgängig zu machen. Deshalb, weil alle betroffen sind, sollten auch alle das Recht haben mit zu entscheiden. Aber die grundsätzlichen Entscheidungen sind längst getroffen, die Bürger als Erbringer der Wirtschaftsleistung zur Bezahlung der Rechnung einmal mehr weitgehend außen vor gelassen.

http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Publikationen/Erneuerbare/Dokumente/Endbericht_dena-Netzstudie_II.PDF

Und zwar ohne die Bürger einzubeziehen oder zu fragen. In diversen Informationsveranstaltungen der BNetzA oder der ÜNB wird nur über Einzelheiten auf der Grundlage bereits festgelegter Grundsatzentscheidungen informiert. Statt eines ergebnisoffenen Dialogs, geht es um Beschwichtigung, Belehrung und Bestätigung der für partikulare Interessen großer Konzerne geeigneten Maßnahmen. Mit dem Thema Energie haben diese Maßnahmen zumeist nichts zu tun, dafür umso mehr mit Renditen und lukrativen Anlagemöglichkeiten. Wo der „freie“ Kapitalmarkt keine Renditen mehr erwirtschaftet, sucht das Kapital dann eben staatlich garantierte Gewinne, um den Bürgern weiterhin vermeintlich lukrative Finanzprodukte zu verkaufen, die sie durch die Hintertür doppelt bezahlen.

Diese Grundsatzentscheidungen sind zumindest fragwürdig. Denn wie läuft das in der Umsetzung ab? Als Folge solcher Entscheidungen werden die Übertragungsnetzbetreiber aufgefordert sogenannte Szenariorahmen zu erarbeiten. Auf deren Grundlage werden dann, ebenfalls von den ÜNB, die Ausbaupläne zum Netzausbau erarbeitet. Diese bereits sehr konkrete Planung wird der Bundesnetzagentur zugearbeitet. Die Aufgabe der BNetzA besteht gemäß ihrem Auftrag darin die Aufrechterhaltung und der Förderung des Wettbewerbs zu prüfen. Zu einer umfassenden technischen Prüfung ist die BNetzA weder beauftragt noch in der Lage.

Um es genauer und nachvollziehbar zu beschreiben: Es geht beim Netzausbau um die Sicherstellung von Versorgung mit Strom. Dazu werden in jedem Netzabschnitt die bereits gestellte Leistung nach einem bestimmten Zeitabschnitt – in der Regel ein 15 Minuten Intervall / Viertelstunde – betrachtet und dokumentiert. Warum eine Viertelstunde? Nun, weil das der Modus der Messungen und Abrechnungen für Strom ist. Für jeden Netzabschnitt, jede netzebene und jeden Bilanzkreis werden alle 15 Minuten die Leistungsdaten erhoben und die Energiemengen gemessen und dokumentiert.

Diese gelieferten Leistungen und die korrespondierenden abgefragten Lasten sind jedoch nicht das ganze Jahr konstant. Ein Jahr hat 8.760 Stunden, entsprechend 35.040 Viertelstunden und daher ebenso viele real messbare Zustände mit wechselnden Daten.

Wer nun denkt, um die durchgehende Versorgung sicherzustellen würde ein typisch auf maximale Sicherheit bedachtes konservatives Strommanagergehirn einfach in jedem Netzabschnitt die höchsten auftretenden Lasten/Leistungen und Energiemengen betrachten, der wird erstaunt feststellen, dass genau das nicht der Fall ist. Auf welcher Grundlage die für den Netzaufbaubedarf gewählten Intervalle – es handelt sich immer nur um ein beliebiges Intervall von 35.040 verfügbaren – ist nicht nachvollziehbar. Falls sich darüber überhaupt jemals jemand Gedenken gemacht hat, denn es gibt nirgends eine Behörde, die all diese Daten komplett zur Hand hat und auch kein Unternehmen, dass all diese Daten zusammen betrachten kann. Nein, die Datengrundlage für die Beurteilung der Vorschläge zum Netzausbau durch die BnetzA kommt von ein paar wenigen großen Energiekonzernen, in dem Fall Übertragungsnetzbetreibern.

In der Realität wäre das in etwa so, als würde man die Produktionsdaten von vier Großbrauereien an einem einzigen Nachmittag betrachten um daraus den Bierkonsum der gesamten Bundesrepublik zu berechnen und zu planen.

Kein Wunder, dass die gelieferten Ergebnisse umstritten sind, die BnetzA selbst keine solide Verifizierung liefern kann, und regelmäßig bezüglich ihrer Validität eine kaum wahrnehmbare Halbwertszeit aufweisen. Wie aber kann auch nur ein halbwegs vernunftbegabter Bürger dann darauf vertrauen, dass solche Grundlagen für Planungen über 50 Jahre und mehr tauglich sind.

Darüber hinaus erstaunt es, dass die Vertreter der BnetzA fachlich fast ausschließlich aus Juristen bestehen, die über keine ausreichend tiefe technische Expertise verfügen.

Die Grundlagen und Voraussetzungen der durch die ÜNB erarbeiteten Szenariorahmen und Ausbaupläne sind teilweise nicht öffentlich zugänglich.

Es ist klar zu erkennen: Es gibt kein Korrektiv. Was einzig noch bleibt ist der Widerstand, die Forderung der Bürger nach einer umfassenden Beteiligung an der Gestaltung der Energiewende. Aber genau das ist nicht möglich. Die technische Umsetzung der Energiewende ist sehr komplex und erfordert umfangreiche Sachkenntnisse auf vielen Fachgebieten. Wie kann ein einzelner Bürger das leisten? Um bestimmte Entscheidungen zu hinterfragen sind technische Sachinformationen notwendig. Diese Informationen werden jedoch für vertraulich erklärt. Damit wird klar, dass eine qualifizierte Mitarbeit nicht nur nicht erwünscht ist sondern auch unter Strafandrohung verhindert wird.

5.x Das neue Wirtschaftswunder

Umweltbundesamt: „Ökologische Modernisierung der Wirtschaft durch eine moderne Umweltpolitik“

http://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/uib_02_2016_oekologische_modernisierung_der_wirtschaft_durch_eine_moderne_umweltpolitik_0.pdf

Investitionssumme für den Aufbau der notwendigen Erzeugungs- und Speicherkapazitäten, Elektromobilität; Powershift: Grenzenlose Freiheit? Was alles in einem Elektroauto steckt

http://power-shift.de/?p=1771, CO2-Aufwand Elektroauto:

http://www.zeit.de/mobilitaet/2014-01/elektroauto-energiebilanz/seite-2

Arbeitsmarkt: Die Bundesregierung handelt verantwortungslos: Automobilindustrie vor großen Umwälzungen – Energiewende löst das Arbeitsplatzproblem

Mit der Energiewende wird die Rente sicher: – Die Energiewende spart der Volkswirtschaft jedes Jahr 200 Mrd. Euro

zusätzlicher Energieaufwand (vermutlich auch CO2-Ausstoß) durch die Produktion der zusätzlichen Anlagen der erneuerbaren Energie (zum Beispiel durch Solarthermiemodule, Photovoltaikmodule, Batteriespeicher, wenn sie nicht in Südostasien gefertigt werden; Windkraftanlagen, Montageaufwand)
„Energiewende ist ressourcenblind“
http://green.wiwo.de/verbrauch-von-rohstoffen-energiewende-ist-ressourcenblind/

5.x Der technische Übergang

Maßnahmenkatalog – Ergebnis des Dialogprozesses zum Klimaschutzplan 2050 der Bundesregierung
http://www.klimaschutzplan2050.de/wp-content/uploads/2015/09/Massnahmenkatalog-3-1-final-Ergaenzungen-Anpassungen1.pdf
http://www.klimaschutzplan2050.de/ergebnis/ergebnis-des-dialogprozesses-der-massnahmenkatalog-3-1/
„Kopernikus-Projekte“ der Bundesregierung erwähnen:
https://www.bmbf.de/de/sicher-bezahlbar-und-sauber-2624.html
https://www.kopernikus-projekte.de/projekte

Im Zuge der Energiewende wird sich die Bereitstellung der Energie von einer „versorgenden“ zu einer „selbstversorgenden“ Struktur wandeln. In der Vergangenheit wurde der Strom hauptsächlich von Großkraftwerken erzeugt und über die verschiedenen Netzebenen gewissermaßen „von oben“, der höchsten Spannungsebene „nach unten“ zu einer niederen Spannungsebene verteilt. Mit dem wachsenden Anteil der Erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung wird immer mehr Strom in die unteren Spannungsebenen eingespeist und muss der herrschenden Vorstellung nach dann bei einem regionalen Stromüberschuss über höhere Spannungsebenen verteilt werden. Mit diesem Stromfluss in beide Richtungen sind große technische Herausforderungen verbunden. Das Problem ist, dass bereits heute weit mehr als eine Million Stromerzeugungsanlagen deutschlandweit in unterschiedliche Spannungsebenen, mit wechselnder Leistung und witterungsabhängig – und damit zeitlich eingeschränkt prognostizierbar – den Strom in ein mit vier Regelzonen [2.1d] zentral organisiertes Netz einspeisen. Eine Regelzone ist aber bereits ein dezentrales Netzgebilde, welches unter Einschränkungen Inselfähig ist. In den letzten Jahren mussten die Energieversorger immer mehr kurzfristige Eingriffe in die Leistungssteuerung (die sogenannten „Redispatchment-Maßnahmen“) vornehmen, um die Stromerzeugung mit dem Stromverbrauch im notwendigen physikalischen Gleichgewicht zu halten. [2.1e] Wenn nun im Rahmen der Energiewende der Strom von mehreren Millionen zusätzlicher Anlagen der Erneuerbaren Energien eingespeist und gemanagt werden soll, wird angeblich die Gefahr eines Ausfalls von großen Teilen der Strom- und damit auch der Energieversorgung oder sogar eines totalen Ausfalls („Black-Out“) mit katastrophalen Folgen immer größer. Inwieweit ein 100%-EE-Szenario unter Ausnutzung aller möglichen Quellen auf Basis der zu erwartenden Einspeiseleistungen und Mengen sich auswirkt wurde freilich noch nie betrachtet oder gar nur bedacht. Die enorme Anzahl von Stromerzeugungsanlagen wird angeblich nur noch durch eine verstärkte Automatisierung handhabbar aber nicht wirklich beherrschbar. Dahinter steckt allerdings die herkömmliche Betrachtungsweise, dass die Erzeugung der Anforderung direkt entsprechen muss. Speicherung, Lastmanagement, sektorale Produktionsverschiebungen, etc. werden auch hier nie in die Überlegungen einbezogen. Die entsprechenden Algorithmen wurden von Menschen erdacht und können Fehler enthalten. Es ist mit den aktuell angewandten Mitteln nicht möglich alle technischen Ausfälle von Netzkomponenten oder Betriebsstörungen mit ihren Kettenreaktionen in einem derart komplexen Versorgungssystem vorherzusagen und hierfür Lösungen zu programmieren. Hinzu kommt die zunehmende Gefahr von „Cyberangriffen“, das bewusste kriminelle Suchen nach Sicherheitslücken und Fehlfunktionen, mit dem Ziel, die Versorgungsstruktur lahm zu legen.

https://www.youtube.com/watch?v=AzEmvX8_1jc

Im Verbundprojekt „Intelligente Notstromversorgungskonzepte unter Einbeziehung Erneuerbarer Energien“ hat das Bundesministeriums für Bildung und Forschung die großen Gefahren länger anhaltender, großflächiger Unterbrechungen der Stromversorgung für Wirtschaft und Gesellschaft thematisiert und Strategien erforscht, mit denen im Krisenfall eine Minimalversorgung gewährleistet werden kann.

Ebenso hat das Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim deutschen Bundestag die Folgen eines Black-Outs für die Gesellschaft in einer Studie beschrieben [2.1f] Ein genereller Lösungsansatz ist eine dezentrale Energieversorgung mit „inselfähigen Netzen“: Inselfähig heißt, dass sich innerhalb einer regionalen oder lokalen Versorgungsstruktur („Insel“) eine möglichst ausgeglichene Leistungsbilanz aus Erzeugern und Verbrauchern bilden lässt. In der VDE Studie „Der zellulare Ansatz“ wurde diese Möglichkeit untersucht.

https://d2230clyyaue6l.cloudfront.net/wp-content/uploads/VDE_ST_ETG_GANN_web.pdf

Dabei sind die einzelnen Inseln durch ein übergeordnetes Netz verbunden. Das grundsätzliche Ziel ist es, die benötige Leistung aus dem übergeordneten Netz bzw. die Stromlieferung in das übergeordnete Netz möglichst klein zu halten. Es ist leicht zu erkennen, dass die Lastflüsse im übergeordneten Netz dann völlig andere sind als bei der heutigen zentralen Netzstruktur.
Das Teilprojekt „C/sells“ des Förderprogramms „Schaufenster intelligente Energie“ des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (Beginn Herbst 2016) setzt hier an, in dem eine Netzstruktur mit unterschiedlich großen Inseln gebildet und untersucht werden soll. Die Erwartung ist, dass damit eine effiziente und wenig störanfällige Energieinfrastruktur entsteht.
Im Teilprojekt „enera“ des gleichen Förderprogramms ist zudem die Datensicherheit bei der digitalen Vernetzung von Verbrauchern und Erzeugern einer der Arbeitsschwerpunkte [2.1.g] Der Datenaustausch muss dabei auf das unbedingt notwendige Maß mit höchsten Sicherheitsstandards begrenzt werden.
Dabei bedarf es nachdrücklicher Implementierung der Erweiterung sämtlicher Netzschnittstellen (Umspannwerke, Einspeisepunkte, Ausspeisepunkte, Trafostationen) um hinreichend große Akkuspeicher, durch die eine durchgängige Verknüpfung der Daten von der Erzeugung bis zum Endverbraucher im Detail überflüssig wird.
Die Versorgung mit Elektroenergie gehört, wie bereits an anderer Stelle gesagt, zur öffentlichen Daseinsvorsorge. Das heißt die Versorgung mit Elektroenergie muss unter allen denkbaren Umständen sichergestellt sein. Sicher wird der Grad der Sicherstellung von den Umständen abhängen und nicht 100% sein. Aber die für die Gesellschaft essenziellen Bedürfnisse müssen absolut vorrangig abgesichert werden. Für die Zeit des Übergangs von der Versorgung mit fossilen bis zur vollständigen Versorgung mit regenerativer Energie brauchen wir Übergangslösungen. In den Szenariorahmen der Übertragungsnetzbetreiber wird nur ein Anteil bis ca. 50 % EE berücksichtigt. Die notwendigen Maßnahmen zu 100 % EE werden also nicht geplant und fossile Erzeuger werden auch weiterhin zur laufenden Stromerzeugung eingesetzt. Von heute bis zum 100 % Zeitpunkt sind noch fossile Energieerzeuger notwendig. Diese Kraftwerke sollen aber zur laufenden Stromerzeugung nicht eingesetzt werden sondern dienen ausschließlich als Reserve.
Zuerst sind das die Gaskraftwerke als heiße Reserve, da diese auch mit Power to Gas Brennstoff betrieben werden können. Sie spielen also auch nach dem Ende von Kohle, fossilem Gas und Öl eine wichtige Rolle. Steinkohlekraftwerke werden als kalte Reserve konserviert und betriebsbereit vorgehalten. Sie erhalten einen definierten Kohlevorrat und werden nur im absoluten Ausnahmefall angefahren. Diese Maßnahmen sind so lange notwendig bis wir technisch in der Lage sind die gesamte benötigte Energie für einen festgelegten Zeitraum zwischenzuspeichern.

Meine Meinung: Bitte den Abschnitt etwas genauer ausführen und Leistung und Energie getrennt betrachten!

Der Umbau der Netzinfrastruktur hat zwei unterschiedliche Ziele:

die Sicherstellung der Versorgung der Bürger unseres Landes mit Energie im Sinne der öffentlichen Daseinsvorsorge und

die Erhaltung und Stärkung der internationalen Wettbewerbsfähigkeit der
Energieindustrie- Stromexport.

Der zweite Punkt ist das ausschließliche Ziel und wird bereits in der dena-Netzstudie II so definiert. Man könnte zu dem Schluss kommen, dass der erste Punkt damit automatisch erfüllt wird. Das ist jedoch ein Trugschluss. Das Problem ist, dass tausende Einspeiser an unterschiedlichen Stellen, auf unterschiedlichen Spannungsebenen, mit unterschiedlicher Kapazität, zu vorher nicht bekannten Zeitpunkten in ein zentral organisiertes Netz einspeisen. Ein solches Gebilde ist ein Widerspruch in sich. Eine massenhafte und weiterhin wachsende dezentrale Einspeisung von Elektroenergie soll mit einer zentralen Versorgungsstruktur verknüpft werden. Bereits in /3/ wird durch Fachleute davor gewarnt. Man kann die physikalischen Gesetzmäßigkeiten auf Dauer nicht ignorieren. Aber jedes technische System hat eine Toleranzschwelle, sowohl positiv als auch negativ. Diese zentrale Versorgungsstruktur wird nur durch verstärkte Automatisierung handhabbar, unter normalen ungestörten Bedingungen, aber nicht beherrschbar unter Stress, unter unvorhersehbaren Betriebsbedingungen. Die dazu notwendigen Programme und Algorithmen sind grundsätzlich nicht fehlerfrei. Nicht vorhersehbare Zustände und Fehler im Versorgungssystem können unvorhersehbare Kettenreaktionen auslösen. Wesentlich schwerwiegender sind jedoch Cyberangriffe, das heißt das bewusste Suchen nach Sicherheitslücken und Fehlfunktionen. Das führt im Extremfall zum gezielt herbeigeführten Versagen der Energieversorgung des ganzen Landes – zum Blackout.

Der Weg aus diesem Dilemma ist der Aufbau einer konsequenten dezentralen Versorgungsstruktur. Was bedeutet das im Einzelnen?

Die beschriebenen Vorgänge finden sich auch in einer dezentral organisierten Versorgungsstruktur wieder. Dazu werden innerhalb der vorhandenen Struktur inselfähige Netze gesucht und technisch organisiert. Inselfähig heißt, dass sich innerhalb der Insel eine ausgeglichene Leistungsbilanz aus Erzeugern und Verbrauchern bilden lässt. Die einzelnen Inseln sind sehr wohl durch ein übergeordnetes Netz verbunden. Das grundsätzliche Ziel einer Insel ist aber eine ausgeglichene Leistungsbilanz. Die benötige Leistung aus dem übergeordneten Netz, Lieferung oder Bezug, soll möglichst klein sein. Es ist leicht zu erkennen, dass die Lastflüsse im übergeordneten Netz völlig andere sind als bei einer zentralen Netzstruktur. Angestrebt wird also ein Zustand bei dem aus dem übergeordneten Netz kein Strom entnommen wird. In diesem Fall würde dieses Netz nicht belastet, es fließt kein Strom. Da aber dieser Idealzustand zwar angestrebt, aber nie vollständig erreicht wird, dient das Netz der Versorgungssicherheit. Das Netz ist mit dem Hosenträger an der Hose zu vergleichen. Aber die Hose sollte so gut sitzen, dass man auch ohne Hosenträger nicht gleich ohne Hosen dasteht. Gleichzeitig steigt die Versorgungssicherheit enorm. Bei einem angenommenen Ausfall des übergeordneten Netzes werden sich sehr viele Inseln bilden. Einen vollständigen Blackout durch die beschriebenen Kettenreaktionen kann es somit nicht geben.

Im Teilprojekt „„C/sells: Großflächiges Schaufenster im Solarbogen Süddeutschland“ des Bundesprojektes „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“ wird genau diese Fragestellung untersucht:
„Das Schaufenster „C/sells“ überspannt im Süden Deutschlands die Bundesländer Baden-Württemberg, Bayern und Hessen und hat den Schwerpunkt „Solarenergie“… Kern des Schaufensters ist die Demonstration eines zellulär strukturierten Energiesystems, in dem regionale Zellen im überregionalen Verbund miteinander agieren. Die Größe der Zellen ist dabei sehr unterschiedlich. So können einzelne Liegenschaften oder ganze Verteilnetzbereiche solche Zellen bilden. Jede Zelle versorgt dabei subsidiär zunächst sich selbst, indem Energieerzeugung und Last möglichst direkt vor Ort ausgeglichen werden. Die verbleibenden Energiebilanzen werden dann mit anderen Zellen ausgetauscht, um so das Energiesystem insgesamt zu optimieren. Durch den Zellverbund entsteht dadurch eine effiziente und robuste Energieinfrastruktur.“ http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Netze-und-Netzausbau/sinteg.html

5.x Neue gesetzliche Rahmenbedingungen

Das Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung, dem Energiewirtschaftsgesetz – EnWG, ist der rechtliche Rahmen zur Energieversorgung der Bundesrepublik Deutschland. Im Zuge der Liberalisierung des Energiemarktes wurde das EnWG schrittweise verändert. So wurde, um nur ein Beispiel zu nennen, die „Bundestarifordnung Elektrizität (BTOElt)“ im Jahr 2007 abgeschafft. Dort war im § 12 Tarifgenehmigung geregelt:

(1) Tarife und ihre einzelnen Bestandteile bedürfen der Genehmigung der Behörde….

In der Folge wurden die Strompreise durch die EVUs schnell angepasst. Zur Erinnerung, das Ziel der Liberalisierung war eine Senkung der Strompreise durch Wettbewerb. Dieser Effekt trat oberflächlich betrachtet nicht ein. Die Strompreise haben sich zwischen 2000 und 2014 für Haushaltskunden fast verdoppelt. Wie gesagt, stimmt das oberflächlich, folgt aber dem gleichen Irrtum wie ihn die Wortführer etlicher Mittelstandorganisationen begehen: Der Strompreis = Abgabepreis der Erzeuger für den reinen Strom ist tatsächlich deutlich gesunken. Was gestiegen ist, ist der Preis für die commodity „Elektrische Energie“, was aber an den Abgaben, Umlagen und steuern liegt, nicht am Preis für die Energie. Die ist faktisch viel zu billig, die Zusatzkosten übergehen nach wie vor die nachhaltigen Auswirkungen der jetzigen Produktionsweisen. Niedrigere Preise zu fordern ist genauso sinnfrei, wie Mietpreisbremsen. Die damit verbundenen Folgen zahlt der Verbraucher dann eben an anderer Stelle.

Generell ist es an der Zeit die Frage nach der Sinnhaftigkeit eines überall und allumfassend durchgedrückten Wettbewerbs „um jeden Preis“ aufzuwerfen. Dieser Leitgedanke einer neo-feudalen Politikerriege widerspricht sich selbst, wenn er behauptet, dass der Wettbewerb als vermeintlich einzig konstitutives Merkmal eines „freien Marktes“ alles regelt und automatisch für Ausgleich sorgt. Wettbewerb kann nur dort stattfinden wo ein Kunde/Verbraucher eine Auswahl zwischen verschiedenen Anbietern des gleichen Produkts hat. Das Produkt ist hier eine commodity, deren Preis sich aus verschiedenen Faktoren zusammensetzt. Der Teil der commodity, der von verschiedenen Anbietern geliefert werden kann, umfasst nur einen geringen Bruchteil des gesamten Produkts. Ein Qualitätsunterschied in der commodity ist so gut wie nicht vorhanden, da alles detailliert technisch genormt ist. Das Produkt taugt folglich nicht für Wettbewerb.

https://www.destatis.de/DE/PresseService/Presse/Pressemitteilungen/2014/10/PD14_354_61241pdf.pdf;jsessionid=07EF7ABC42F1C838525C77F9DDD44482.cae3?__blob=publicationFile

Die Preissteigerung hält weiterhin an weil es, bedingt durch die zentrale Struktur der Energieversorgung, keinen funktionierenden Wettbewerb geben kann. 70% der im Jahr 2015 erzeugten Energie wurden aus fossilen Energieträgern gewonnen. Die Betreiber fossiler Großkraftwerke sind E-ON, EnBW, Vattenfall und RWE. Sie bestimmen maßgeblich, schon durch ihren Marktanteil, den Strompreis. Im Prinzip ist der Strombedarf unter den gegenwärtigen Bedingungen relativ konstant. Er betrug im Jahr 2015 647 TWh. (Widerspruch zu ENTSOE Daten) Mehr war in der Bundesrepublik nicht zu verkaufen. Je größer der Anteil EE ist umso kleiner wird der Anteil fossiler Energie. Der Kuchen ist eben nur 100% groß. EE ist aber ein grundsätzlich dezentrales Element. Eigentlich kann jeder Energie erzeugen und in das Netz einspeisen. Aber mit jeder kWh EE geht der Anteil fossil erzeugter Energie zurück und damit der Profit der „großen vier“. Deshalb wird alles getan um den weiteren Ausbau der EE, ganz gleich in welcher Form, zumindest zu bremsen. Das geschieht über die Änderung und Anpassung des „Gesetzes für den Ausbau erneuerbarer Energien“ – EEG.

Heute, im Juni 2016, gilt die EEG- Novelle 2014. Dort wurde z.B. die direkte lokale Vermarktung des Stromes abgeschafft. Der Zwang den erzeugten EE Strom nur über die Börse zu vermarkten steht im Widerspruch zu den physikalischen Gegebenheiten. Der Strom wird, über das Umspannwerk in das eingespeist wird, zuerst in dem dortigen lokalen Versorgungsgebiet „verbraucht“. Erst die künstliche Zentralisierung EE im Handel ermöglicht eine Einflussnahme sowohl auf den Ausbau als auch auf den Betrieb der EE Anlagen. So ist es möglich EE Windanlagen zentral abzuschalten. Auch EE Solaranlagen werden stufenweise, abhängig von der Anlagengröße, in ein Netzmanagement einbezogen. So werden solche Anlagen wahlweise per Fernzugriff auf 70% der installierten Leistung (kWp) abgeregelt oder von vornherein auf 70% der installierten Leistung begrenzt. All diese Maßnahmen werden immer mit technischen Notwendigkeiten begründet. Es ist nicht möglich diese Begründungen nachzuvollziehen da sie auf Daten und Fakten beruhen die nicht vollständig öffentlich zugänglich sind.

– Wer baut und verdient, darf nicht planen!

In jedem Gemeinwesen, bei vielen Entscheidungen gilt der Grundsatz wer persönlich betroffen ist darf nicht entscheiden. Die konventionellen Energiekonzerne sind betroffen aber sie sollen die Energiewende, die Umstellung auf EE vorbereiten und umsetzen. Wir wissen, dass die vollständige Umstellung auf EE letztlich mit der Stilllegung aller fossilen Kraftwerke endet. Das ist ein radikaler Strukturwandel. Dieser Wandel sollte sinnvollerweise konsequent und schnell erfolgen, weil davon mit sehr hoher Wahrscheinlichkeit unser Überleben abhängt. Aber bei jedem Strukturwandel gibt es Gewinner und Verlierer. Die Energiekonzerne sind die Verlierer. Es ist deshalb völlig verständlich das sie diesen Zeitpunkt möglichst weit hinausschieben wollen. Sie nutzen deshalb ihren Einfluss auf die Politik zum Nachteil des Gemeinwesens. Sie wären systembedingt nie in der Lage auch nicht zeitweise auf Gewinne und Profite zu verzichten oder diese zumindest zu minimieren.

– keine Besteuerung der Eigenerzeugung, keine Besteuerung der Selbsterzeugung – Für das im Garten angebaute Gemüse muss auch keine Mehrwertsteuer bezahlt werden!

– neues System für Netzentgelte

– Einbeziehung der internalisierten Kosten in den Strompreis, Der Kohlestrom wird von der Gesellschaft subventioniert – nicht der Strom aus erneuerbaren Energien, – Aufgabe an die Politik: Jeder Strom hat seinen realen Preis!
Solar-Energieförderverein: „Internalisierungssteuer“

http://www.sfv.de/artikel/radikaler_kurswechsel_in_der_deutschen_energiepolitik.htm#toc05

– Internationale Energieforschung, BMWI Tabelle 44, Kündigung/Beendigung Euratom-Vertrag

5.x Die Bürger müssen es selbst machen

Die Politik mit der aktuellen Gesetzgebung unterstützt eine zügige Umsetzung der Energiewende nur bedingt. Die Vertreter der Interessenverbände der Energieindustrie üben ihren Einfluss sowohl auf europäischer als auch auf nationaler Ebene aus. Das Ziel ist dabei immer ihre marktbeherrschende Stellung zu erhalten und auszubauen. Wir wollen aber einen fairen Interessenausgleich.

Die Anlagenregisterverordnung regelt die Registrierung von EE Anlagen.
https://www.gesetze-im-internet.de/anlregv/BJNR132000014.html

§3 Anlagenregisterverordnung
(1) Anlagenbetreiber müssen Anlagen, die nach dem 31. Juli 2014 in Betrieb genommen werden, nach Maßgabe der Absätze 2 und 3 registrieren lassen.

Der Satz (1) ist nicht anzuwenden, wenn die Anlage nicht an ein Netz angeschlossen ist und der in der Anlage erzeugte Strom auch nicht mittels kaufmännisch-bilanzieller Weitergabe in ein Netz angeboten wird oder werden kann.

Das EEG- 2014 regelt die bevorzugte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Quellen in das (öffentliche) Stromnetz.
Im EEG § 61 ist dazu folgendes geregelt:
§ 61 EEG-Umlage für Letztverbraucher und Eigenversorger
(1) Die Übertragungsnetzbetreiber können von Letztverbrauchern für die Eigenversorgung folgende Anteile der EEG-Umlage nach § 60 Absatz 1 verlangen:
……
(2) Der Anspruch nach Absatz 1 entfällt bei Eigenversorgungen,
1. soweit…
2. wenn der Eigenversorger weder unmittelbar noch mittelbar an ein Netz angeschlossen ist,
3. wenn sich der Eigenversorger selbst vollständig mit Strom aus erneuerbaren Energien versorgt und für den Strom aus seiner Anlage, den er nicht selbst verbraucht, keine finanzielle Förderung nach Teil 3 in Anspruch nimmt, oder
4. wenn Strom …

Das bedeutet klar das Inselanlagen, also Anlagen nach (2) 2. vom EEG oder auch vom EnWG nicht erfasst werden. Ein Kabel welches die eine Inselanlage mit einer oder mehreren benachbarten Inselanlagen verbindet ist ebenfalls möglich, wenn es sich dabei um ein privates Netz handelt. Auch ein Wohnblock – ein Quartier enthält ein mitunter umfangreiches (privates) Netz zu Verteilung von Elektroenergie. Das Problem ist das bei Ausfall der EE Energie keine Verbindung zum öffentlichen Netz und damit keine Versorgung bestehen würde. Die Lösung besteht in der Aufteilung des (privaten) Netzes in mehrere Teilnetze. Ein Teilnetz ist mit dem öffentlichen Netz auf herkömmliche Weise verbunden. Ein weiteres Teilnetz ist „weder unmittelbar noch mittelbar an ein (öffentliches) Netz angeschlossen“. Dieses zweite Teilnetz ist dann ein Inselnetz, dient der Verteilung von EE an alle Netzteilnehmer und ist nicht vom EEG betroffen. Die technische Ausführung solcher elektrischen Anlagen ist problemlos möglich und kann sehr flexibel gestaltet werden.
Vorsicht im Fall (2) 3, es wird zwischen Letztverbraucher und Eigenversorgung unterschieden.

Die Selbstversorgung mit Photovoltaik und Speicher wird für den Stromerzeuger mit Hilfe des EEG und durch steuerliche Maßnahmen erschwert. So muss der Betreiber von EE Anlagen über 500 kW seinen Strom zwingend an der Strombörse anbieten.
http://www.energiedialog.nrw.de/das-neue-eeg-2014-was-aendert-sich/
Es ist nur ein minimaler Eigenverbrauch zugelassen. Die Steuerliche Bewertung des Eigenverbrauchs von Kleinerzeugern ändert sich jährlich. Die Vergütung für Solarstrom beträgt zurzeit 12,31 ct/kWh. Allein die jährlichen Abschreibungskosten betragen, je nach Anlagengröße etwa 10 ct/kWh. Es bleibt also ein Ertrag von 2,31 ct/kWh. Bei einer jährlichen Einspeisung von 5.000 kWh bleiben gerade mal 116 € Gewinn übrig. Reine Einspeisung lohnt sich nur ab einer bestimmten Anlagengröße. Der Eigenverbrauch von Solarstrom zählt als Privatentnahme und muss entsprechend versteuert werden. Das mindert den Gewinn zusätzlich.

Was können wir dagegen tun

Abmeldung der EE Anlage nach 5 Jahren oder die Errichtung besonders kleiner Anlage ohne Anmeldung. Die Kapazität einer Neuanlage nur 2 bis 3mal so groß bemessen (in KWp) wie der durchschnittliche eigene jährliche Strombedarf ist. Einspeisung des Überschusses ohne Vergütung. Eigenverbrauch und Bildung von Verbrauchergemeinschaften. Damit keine Steuern, keine Kontrolle. Der Gewinn ist der nicht benötigte Strom vom örtlichen Stromanbieter.

– Fernwärme
https://www.gruene-bundestag.de/fileadmin/media/gruenebundestag_de/themen_az/energie/150310_HHI-Studie-Fernwaerme.pdf

Wir sind Energiepiraten

– der PKW wird elektrisch, 20% der PKWs sind Zweitwagen und könnten sofort auf vollelektrisch „umgestellt“ werden, die Stadt München fördert seit dem 1. April mit einem eigenen Programm:

http://www.muenchen.de/rathaus/Stadtverwaltung/Referat-fuer-Gesundheit-und-Umwelt/Klimaschutz_und_Energie/Elektromobilitaet/Foerderprogramm_Elektromobilitaet.html

Deutsche Post baut Elektroautos:
http://www.iwr.de/news.php?e=x1416x&id=30994

Elektrische betriebene sind sehr viel weniger komplex als herkömmliche Fahrzeuge. Auf der Grundlage vorhandener Fahrwerke lassen sich und wurden bereits relativ schnell E-Fahzeuge entwickelt. Teuer sind zurzeit noch die Energiespeicher. Die Preise dafür werden bei einem Massenbedarf aber sehr schnell fallen. Zielpreis. < < 100 €/kWh

– Schnell raus aus den fossilen Antrieben:
http://www.zeit.de/mobilitaet/2016-04/auto-zukunft-benzinmotor-abschaffen-energiewende
Norwegen plant Verbot von Autos mit Benzinmotor
http://www.morgenpost.de/wirtschaft/article207212951/Norwegen-plant-Verbot-von-Autos-mit-Benzinmotor.html
(Niederlande auch)

– Beim Hausneubau auf Solarthermiemodule und Wärmepumpen, Photovoltaik (+ Speicher, wenn kostengünstiger geworden) zurückgreifen
Anzahl der im Jahr 2015 neu installierten Solarwärme-Anlagen: 101.000
Insgesamt installierte Solarwärme-Leistung 2015: 13,4 GW (th)
[Statistikpapier Solarthermie: https://www.solarwirtschaft.de/fileadmin/media/pdf/2016_3_BSW_Solar_Faktenblatt_Solarwaerme.pdf]

Wärmepumpen:

– kommunale Bürgerfonds zur Umsetzung kommunaler Energiesparmaßnahmen
Beispiel: Umstellung auf LED-Straßenbeleuchtung, (Stromersparnis und Verringerung der Lichtverschmutzung,
BMWI: „Es werde Licht – mit energiesparenden Straßenlaternen“
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Technologie/Innovationsfoerderung-Mittelstand/hightechlights,did=580814.html
http://www.dena.de/fileadmin/user_upload/Publikationen/Stromnutzung/Dokumente/1430_Broschuere_Energieeffiziente-Strassenbeleuchtung.pdf
https://broschueren.nordrheinwestfalendirekt.de/herunterladen/der/datei/dormagen-final-pdf/von/strassenbeleuchtung-in-dormagen/vom/energieagentur/1779
In Deutschland werden jährlich bis zu 4 Mrd. kWh an Strom für die Beleuchtung von Straßen, Plätzen und Brücken verbraucht;
In Deutschland gibt es etwa 9,1 Millionen Straßenleuchten;
[„Straßenbeleuchtung mit LEDs und konventionellen Lichtquellen im Vergleich – Eine
licht- und wahrnehmungstechnische Analyse aus einer wissenschaftlich begleiteten Teststraße in Darmstadt“, 2009 https://www.nabu.de/stadtbeleuchtung/cd-rom/Inhalte/PDF/H4-9.pdf]
http://www.lichtverschmutzung.de/
http://www.wirsindheller.de/LED-Strassenleuchten.109.0.html
Medienmanipulation? Beschreiben fast nur Vorteile der LED und wählen eine negative Schlagzeile! http://www.welt.de/wissenschaft/umwelt/article145194509/Strassenlaternen-mit-LED-haben-Schattenseiten.html
Straßenbeleuchtung mit Wind:
https://www.ndr.de/fernsehen/sendungen/hallo_niedersachsen/Juist-bekommt-Windkraft-Strassenlaternen,hallonds32442.html
Straßenbeleuchtung mit Sonne:
http://www.gemeinde-train.de/index.php?id=564,165

Stadtwerke und Bürgerbeteiligung:
https://www.unendlich-viel-energie.de/mediathek/broschueren/stadtwerke-und-buergerbeteiligung

– Nachhaltig konsumieren und Geld sparen http://epea.com/de/fallstudien
Kreislaufwirtschaft: http://c2c-ev.de/c2c-konzept/kreislaeufe/

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Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 5

Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 5

4 Die Erzeugung der Energie von morgen

Nachdem abgeschätzt wurde, wie groß der Energiebedarf in Deutschland bei einer nachhaltigen Energieversorgung sein wird, stellt sich die Frage, ob mit erneuerbaren Energien auch genügend Strom und Wärme erzeugt werden kann. Dazu muss geklärt werden, ob ausreichend Rohstoffe und ausreichend Flächen für den Aufbau dieser Erzeugungskapazität vorhanden sind.

Im Jahr 2015 wurden mit erneuerbaren Energien 196 TWh Strom erzeugt. Dies war ein Anteil von 32,6% an der Bruttostromerzeugung. [4a] Für die Wärmeversorgung stellten die erneuerbaren Energien 155 TWh bzw. 13,2% zur Verfügung. [4b] Für eine nachhaltige Energieversorgung muss jedoch ungefähr die sechsfache Menge an Strom und die dreieinhalbfache Wärmemenge erzeugt werden (siehe Kapitel 3.2). Welchen Beitrag sollen und können die einzelnen Technologien der erneuerbaren Energien leisten? Dies soll in den nächsten Kapiteln betrachtet werden.

4.1 Zukünftige Stromerzeugung in Deutschland

Photovoltaik bietet das größte Potential, da sämtliche versiegelte Flächen – immerhin 15 % der gesamten Fläche der Bundesrepublik – konfliktarm entweder direkt genutzt oder überdacht und dann genutzt werden können. Dazu zählen sämtliche Eisenbahnflächen, die rund 2% der Bundesfläche einnehmen, sämtliche Autobahne und Bundesstraßen und natürlich alle Gewerbegebiete, Industrieflächen Wohnflächen usw. Denkbar wäre es einen Anreiz zu setzen, indem die kommunale Grundsteuer um einen Nachhaltigkeitsfaktor ergänzt wird, der auf der Nichtnutzung für Energiegewinnung basiert. Auf Deutsch: Wer die Installation von PV, Solarthermie oder kleiner Windkraft (unter 10/12 Meter) unterlässt, muss für den nicht erzeugten EE-Strom eine CO2-Abgabe bezahlen. Das entspricht der Fehlbelegungsabgabe für Sozialwohnungen.

4.1.1 Stromerzeugung durch Wasserkraft

Bei Wasserkraftwerken wird die kinetische Energie von Wasser zur Erzeugung von elektrischem Strom genutzt.
In Deutschland gibt es Laufwasserkraftwerke, Speicherkraftwerke, und Pumpspeicherkraftwerke.
Laufwasserkraftwerke sind Kraftwerke bei denen in der Regel Zufluss und Abfluss gleich sind und nur eine geringe Regulierung der erzeugten Energie erfolgt. Sie sind deshalb typische Grundlastkraftwerke. Da sie permanent laufen können sie bei Blackouts zum Wiederaufbau des Netzes verwendet werden.
Speicherkraftwerke sind Kraftwerke die nur bei Bedarf elektrischen Strom erzeugen. Sie können bei Stromdefiziten im Netz sehr schnell zusätzlichen Strom bereitstellen und tragen damit zur Netzstabilisierung bei. Außerdem sind sie schwarzstartfähig und können deshalb bei Blackouts zum Wiederaufbau des Netzes verwendet werden.

Pumpspeicherkraftwerke werden in einem anderen Kapitel behandelt.
In Deutschland waren 2015 Wasserkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 5.614 MW in Betrieb. Diese erzeugten 19.3 GWh Strom. Dies entsprach 3,3% der Stromerzeugung in Deutschland.

[http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/Binaer/energie-daten-gesamt,property=blob,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.xls]
https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_im_jahr_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=12
Ökologische Betrachtung

Bei der ökologischen Betrachtung muss man vier Faktoren berücksichtigen:

1. Flächenverbrauch
2. Rohstoffverbrauch
3. Gesundheitliche Auswirkungen
4. Auswirkungen auf die Tier- und Pflanzenwelt

Flächenverbrauch

Die geomorphologischen Auswirkungen der einzelnen Wasserkraftwerke sind naturgemäß relativ hoch. Ein allgemein gültiger Wert bezüglich der Relation Fläche/TWh kann deshalb nicht angegeben werden.

Rohstoffverbrauch

Für die Staumauern und teilweise auch für Dämme wird Beton verwendet.
Für die Dämme wird meistens Aufschüttmaterial z.B. Kies, Erde verwendet. Daneben wird für Wehre, Turbinen, usw. auch Stahl benötigt.

Gesundheitliche Auswirkungen

Es liegen keine Daten über gesundheitliche Auswirkungen von Wasserkraftwerken auf Menschen vor.

Auswirkungen auf die Tier- und Pflanzenwelt

Die Errichtung eines Wasserkraftwerkes stellt einen erheblichen Eingriff in die Natur dar. Dies betrifft sowohl Flora und Fauna. Abhängig vom jeweiligen Standort kann es durch den Bau sogar zu einer vollkommenen Umgestaltung des Biotops kommen.

Zukünftige Weiterentwicklung der Wasserkraft

Der Bundesverband Deutscher Wasserkraftwerke geht davon aus, dass bis 2030 die Stromproduktion auf 31 TWh gesteigert werden kann.

http://www.wasserkraft-deutschland.de/wasserkraft/potentiale.html
Je ein Drittel der Produktionssteigerung entfällt auf Modernisierung, Reaktivierung von stillgelegten Anlagen und Neubauten.
Dies würde jeweils knapp 4 TWh für die jeweiligen Maßnahmen entsprechen. Dagegen geht die Bundesregierung von einem deutlich geringeren Zubau aus. In der Studie „Potentialermittlung für den Ausbau der Wasserkraftnutzung in Deutschland“

[http://www.die-klima-allianz.de/?email_id=91&user_id=961&urlpassed=aHR0cDovL2tsaW1hbWVkaWF0aGVrLmRlLw%3D%3D&controller=stats&action=analyse&wysija-page=1&wysijap=subscriptions]

wird das realisierbare Zubaupotential wie folgt untergliedert.
Zubaupotential an großen Gewässern:
Zubaupotential an bestehenden Standorten 2,7 TWh.
Zubau durch Neubauten 1,3 TWh. Jedoch wird die Verwirklichung als schwierig angesehen.
Für mittelgroße und kleine Gewässer wird ein technisch-ökonomisch-ökologisches Zubaupotential
von etwa 0,4 TWh abgeschätzt.
Dies bedeutet insgesamt einen möglichen Zubau von 3,1 TWh.
Diese Zahl erscheint deutlich realistischer als die vom Bundesverband Deutscher Wasserkraftwerke abgeschätzte Zahl.
Damit ergibt sich für die Zukunft eine Stromerzeugung von 22,7 TWh durch Wasserkraftwerke.

Atlas zum Beispiel für Laufwasserkraftwerke oder Geothermie mit Erzeugungsdaten:

http://www.energie-experten.org/energieatlas.html?id=186&tx_eeenergieatlas_pi1[postleitzahl]=&tx_eeenergieatlas_pi1[energiequelle]=6&tx_eeenergieatlas_pi1[suchen]=ok
(Link komplett in den Browser kopieren!)

4.1.2 Stromerzeugung mit Klär- Deponie- und Grubengas

Im Faulturm einer Kläranlage entsteht bei der biologischen Umsetzung Klärgas. Dieses kann in einen Gasspeicher gepumpt werden, aus dem die Heizkessel des Klärwerks und ein Gasmotor für die Stromerzeugung versorgt werden. Die bei der Verstromung entstehende Wärme kann ebenfalls als Prozesswärme im Klärwerk eingesetzt werden. Das Klärgas setzt sich im Wesentlichen aus den Komponenten Methan – ca. 60% je nach organischen Einsatzstoffen etwas schwankend – und ca. 37% Kohlendioxid sowie weiteren Spurenstoffen zusammen. [4.1.2a]

Auch in Mülldeponien entsteht hauptsächlich durch den bakteriologischen und chemischen Abbau von organischen Inhaltsstoffen des Mülls das Deponiegas. [4.1.2b] Hauptbestandteile sind Methan zu 35% bis 60% und Kohlendioxid zu 20% bis 45% wobei der Methan-Gehalt im Verlauf der Jahre abnimmt. [4.1.2c]

Beim Steinkohleabbau wird das sogenannte „Grubengas“ freigesetzt. Untertage ist das methanhaltige Gas ein Sicherheitsproblem, da es in bestimmten Konzentrationen explosiv ist und damit das Leben der Bergleute gefährdet. Es muss daher sicher abgeführt werden und kann zur Strom und Wärmeerzeugung genutzt werden. Für die energetische Nutzung des Grubengases ist auf Grund der schwankenden Methangasgehalte von 30 bis 80 Volumenprozenten allerdings eine spezielle Anlagen- und Gasmotorentechnik erforderlich. [4.1.2d]

Im Jahr 2014 wurden 1,3 TWh Strom mit Klärgas und 0,5 TWh mit Deponiegas [4.1.2e] und nach Angaben des Interessenverbands „Grubengas e. V.“ 0,8 TWh Strom in den nordrheinwestfälischen Kohlekraftwerken. [4.1.2f]

Es ist davon auszugehen, dass zukünftig durch nachhaltige Produktionskonzepte (siehe das „cradle to cradle“-Konzept) die Deponierung von Reststoffen und durch das Schließen der letzten deutschen Kohlezechen in wenigen Jahren die aus Deponie- und Grubengas erzeugte Strommenge deutlich abnehmen wird. Auch der Anteil des Klärgases an der Stromerzeugung ist bereits heute gering. Daher wird der Anteil der Stromerzeugung aus diesen Gasen bei den weiteren Berechnungen vernachlässigt.

4.1.3 Stromerzeugung mit Biomasse

Biogas entsteht durch mikrobiellen Abbau organischer Stoffe.
Neben organischen Abfallstoffen wie Klärschlamm, Bioabfall, Gülle, Mist und Pflanzenresten werden inzwischen hauptsächlich sogenannte Energiepflanzen zur Biogaserzzeugung verwendet. Diese werden speziell für die Erzeugung von Biogas angebaut und stehen damit in direkter Konkurrenz zur Produktion von Nahrungsmitteln. In Deutschland wird hauptsächlich Mais zur Erzeugung von Biogas verwendet. Im Jahr 2013 wurde mit rund 0,9 Millionen Hektar ca.1/3 der Maisanbaufläche für die Biogasproduktion genutzt. [3.1a] Im Jahr 2013 waren 7720 Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von 3.550 MW in Betrieb. Diese erzeugten 27 TWh Strom, was 4,3% des deutschen Stromverbrauchs entsprach. [3.1a]

Biogas besteht hauptsächlich aus Methan und CO2. Der Methangehalt und der Ertrag je Tonne Rohmasse ist abhängig vom verwendeten Ausgangsmaterial. Da der Methanertrag pro ha beim Anbau von Mais am höchsten ist wird hauptsächlich Mais als Ausgangsmaterial verwendet. [3.1b] Bei dem entstehenden Biogas liegt der Methangehalt zwischen 50% und 75%. [3.1b] Da die Reinigung von Biogas technisch sehr aufwendig ist wird es in der Regel direkt verwertet und nicht in das bestehende Erdgasnetz eingespeist.

Da Biogas aus nachwachsenden Rohstoffen erzeugt wird ist seine CO2 Bilanz neutral. Jedoch entweicht bei der Produktion Methan. Dieses hat eine um den Faktor 25 höhere Klimaschädlichkeit als CO2. Deshalb kann die Verwendung von Biogas nicht als klimaneutral angesehen werden. Beim Anbau von Mais als Biosubstrat werden verstärkt Dünger und Pflanzenschutzmittel eingesetzt. Außerdem sind in den letzten Jahren die Pachtpreise für Ackerland angestiegen.

Biogasanlagen sind laut Baugesetzbuch (BauGB) §35 im Außenbereich privilegierte Bauvorhaben, falls sie eine bestimmte Größe nicht überschreiten. [3.1c] Dies erleichtert den Bau von Biogasanlagen.

Die Stromerzeugung aus Biogasanlagen erfolgt heute in der Regel im Dauerbetrieb.
Deshalb wären Biogasanlagen grundlastfähig.
Aufgrund der Bauweise, bei der die Stromerzeugung mit Gasturbinen erfolgt, wäre jedoch auch eine Nutzung zur Bereitstellung von Regelenergie möglich. Jedoch müssten die gesetzlichen Grundlagen für die Bereitstellung von Regelleistungen geändert werden, damit dieser Modus für die Betreiber rentabel wäre.

Bei einer Gesamtbewertung der Stromerzeugung aus Bioenergie kommt man zu keinem eindeutigen Ergebnis. Einerseits kann man die Verwertung von organischen Abfällen positiv bewerten, andererseits ist der Anbau von Energiemais jedoch schädlich für eine ökologische Landwirtschaft und den Erhalt der Artenvielfalt. Auch könnte die Bereitstellung von Regelenergie als Ausgleich für die fluktuierende Stromerzeugung durch PV und Windkraftanlagen genutzt werden. Mitzudenken sind in jedem Fall die spezifischen Erzeugungskosten von 20 ct. / kWh bis 22 ct. / kWh. Wirtschaftlich also jedoch nur über massive Subventionen oder Belastung der konkurrierenden Technologien über CO2-Abgaben.

Ökologische Betrachtung

Bei der ökologischen Betrachtung muss man fünf Faktoren berücksichtigen:
1. Flächenverbrauch
2. Rohstoffverbrauch
3. Recycling von alten Anlagen
4. Gesundheitliche Auswirkungen
5. Auswirkungen auf die Tier- und Pflanzenwelt

Flächenbedarf

Der Flächenbedarf für die Erzeugung von elektrischer Energie durch Biogas ist sehr hoch. Im Jahr 2013 wurden 1,268 Mio. Hektar Anbaufläche in der Bundesrepublik Deutschland für die Produktion der Rohstoffe zur Biogasproduktion genutzt. [3.1e] Dies entspricht rund 10% der Ackerfläche in Deutschland. Da damit 2013 nur ca. 4,3% des deutschen Strombedarfs gedeckt worden sind ist offensichtlich, dass Biogas niemals einen entscheidenden Anteil an der Stromproduktion haben kann.
Zudem ist zu berücksichtigen, dass die Produktion von Pflanzen für die Stromerzeugung zu einer Konkurrenz mit der Nahrungsmittelproduktion führt. Es werden deshalb auch vermehrt Futtermittel für die Fleischproduktion importiert, da die entsprechenden Flächen für eine heimische Produktion nicht mehr zur Verfügung stehen. [3.1f]

Rohstoffverbrauch

Neben den Flächen werden bei der Produktion von Energiepflanzen große Mengen an Düngemittel und Pflanzenschutzmitteln verwendet. Für deren Herstellung werden große Mengen an Phosphat, Erdöl und weitere Rohstoffe benötigt.

Recycling von alten Anlagen

Für das Recycling von alten Anlagen existieren etablierte Verfahren.

Gesundheitliche Auswirkungen

Es gibt bisher keine belastbaren Aussagen über direkte gesundheitliche Schäden. Indirekt ist jedoch eine Nitratbelastung des Trinkwassers bzw. durch Pestizide möglich.

Auswirkungen auf die Tier- und Pflanzenwelt

Durch den vermehrten Einsatz von Düngemittel und Pflanzenschutzmitteln kommt es zu einer Beeinträchtigung der Tier- und Pflanzenvielfalt. Ebenso führt der großflächige Anbau von Maismonokulturen zu einer weiteren Beeinträchtigung der Biodiversität. [3.1g]

Zukünftige Weiterentwicklung der Stromerzeugung durch Biogas

Mit der EEG Novelle 2014 wurde eine Limitierung des Zubaus festgelegt. [3.1d] Der Zubau soll nicht mehr als 100 Megawatt installierter Leistung pro Jahr betragen.
Bei einer Änderung der Vergütungsstruktur wäre statt des heute üblichen Dauerbetriebs auch ein bedarfsorientierter Betrieb möglich. Dabei sollte die Vergütung nicht unabhängig vom aktuellen Stromangebot sein, sondern bei einem geringen Stromangebot aus anderen erneuerbaren Energien ein höherer Preis bezahlt werden. Damit könnten verminderte Einspeisungen von Windkraftanlagen und PV Modulen zumindest teilweise ausgeglichen werden.

Diesen möglichen positiven Effekt stehen jedoch erhebliche ökologische Nachteile entgegen.

Wegen der negativen Auswirkungen auf Natur und Umwelt sollte der weitere Anbau von sogenannten Energiepflanzen mittelfristig reduziert und langfristig gestoppt werden. Diese Flächen könnten dann für eine nachhaltige Nutzung an die bäuerliche Landwirtschaft zurückgegeben werden. Die Option der Energiewälder (Hackschnitzel Pellets) darf dabei bitte nicht pauschal mit verworfen werden. Diese sind sehr sinnvoll und bauen Böden neu auf.

Für die Biogaserzeugung mittels organischer Abfallstoffe sollten strengere Umweltauflagen eingeführt werden. Dies würde zu einer deutlichen Reduktion der Stromerzeugung durch Biogas führen. Es wird von einer Reduktion auf 25% der heutigen Kapazität, also 5,5 TWh ausgegangen.
http://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/erneuerbare-energien-in-zahlen-2015.pdf?__blob=publicationFile&v=3

Da der Anteil der Stromerzeugung durch Biogas jedoch sehr gering ist könnte diese Verminderung leicht durch andere erneuerbare Energien ersetzt werden.

Alternativ bietet die Biomasse als direkte Quelle für CO2 zu synthetischem Methan und durch Reformeirung und Entschwefelung des ohnehin anteilig entstehenden Methans die Option, dieses biogene Gas statt lokaler Verbrennung vor Ort wo die Wärme meist kaum genutzt werden kann, einfach in das Gasnetz einzuspeisen. Das Gasnetz flächendeckend zur Versorgung auszubauen ist ohnehin eine wichtige Option, da Erdgas noch sehr lange vorhanden sein wird, klimafreundlicher ist als Öl, Benzin und Diesel und via Gas-Elektro-Hybridfahrzeugen eine deutliche stärkere Rolle im Verkehr spielen wird.

Quellen und weiter Informationen:

[3.1a] https://web.archive.org/web/20141214165348/http://media.repro-mayr.de/44/623744.pdf
[3.1b] https://mediathek.fnr.de/media/downloadable/files/samples/b/r/brosch-biogas-2013-web-pdf_1.pdf
[3.1c] http://www.gesetze-im-internet.de/bbaug/
[3.1d] http://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/
[3.1e] http://www.statistischesbundesamt.de/
[3.1f] https://www.bund-naturschutz.de/fileadmin/_migrated/content_uploads/Biomassenutzung__Positionspapier_Biogas.pdf
[3.1g] http://www.bund-naturschutz.de/

Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft

http://www.bmel.de/SharedDocs/Downloads/Landwirtschaft/Bioenergie-NachwachsendeRohstoffe/FNR-Basisdaten-Bioenergie-2013.html

Fachverband Biogas e.V

http://www.biogas.org/edcom/webfvb.nsf/ID/DE_Homepage

https://de.wikipedia.org/wiki/Biogas
http://www.onmitan.de/
http://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Entwicklung_der_erneuerbaren_Energien_in_Deutschland/entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_im_jahr_2015.html

Biomasse

Unter Biomasse werden hier feste Brennstoffe aus nachwachsenden Rohstoffen verstanden. Der überwiegende Teil davon wird in Deutschland für reine Heizzwecke verwendet. (Siehe hierzu das entsprechende Kapitel unter Wärmeerzeugung). Im Jahr 2012 waren in Deutschland 540 Biomasseheizkraftwerke mit einer installierten elektrischen Leistung von 1.560 MW und einer Stromerzeugung von 8,4 TWh in Betrieb. [3.2a]
Die meisten Biomasseheizkraftwerke sind als Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen in Betrieb. In diesem Modus erreichen sie einen Gesamtwirkungsgrad von bis zu 80% Prozent. Ansonsten erreichen sie einen Wirkungsgrad von 25%-30% Prozent für die Erzeugung von elektrischer Energie.

Umwelttechnisch problematisch sind Biomasseheizkraftwerke wenn sie nicht nur unbehandelte Biomasse verbrennen, sondern behandeltes Holz oder teilweise auch Kunststoffabfälle verfeuern. (So wie z.B. die Biowärme Kaufering mit einer Öleinspritzung zur Spitzenlasterzeugung) Es handelt sich dann um Müllverbrennungsanlagen. Sie arbeiten nach dem gleichen Prinzip wie Biomasseheizkraftwerke, müssen dabei aber sehr strenge Umweltauflagen einhalten.

Ökologische Betrachtung

Bei der ökologischen Betrachtung muss man fünf Faktoren berücksichtigen:
1. Flächenverbrauch
2. Rohstoffverbrauch
3. Recycling von alten Anlagen
4. Gesundheitliche Auswirkungen
5. Auswirkungen auf die Tier- und Pflanzenwelt

Flächenbedarf
Der Flächenbedarf für die Erzeugung von elektrischer Energie durch Biomasse ist sehr hoch.

Rohstoffverbrauch
In der Forstwirtschaft werden im Vergleich zur übrigen Landwirtschaft relativ wenig Düngemittel und Pflanzenschutzmitteln eingesetzt. Deshalb ist der Rohstoffverbrauch im Vergleich zur normalen Landwirtschaft auch gering. Bei der Nutzung von Kurzumtriebsplantagen werden leider jedoch vermehrt Düngemittel eingesetzt. (Gier macht Blind)

Recycling von alten Anlagen
Für das Recycling von alten Anlagen existieren etablierte Verfahren.

Gesundheitliche Auswirkungen
Es gibt bisher keine belastbaren Aussagen über direkte gesundheitliche Schäden. Indirekt ist jedoch eine Nitratbelastung des Trinkwassers bzw. durch Pestizide beim Anbau von Biomasse möglich. Außerdem ist bei der Verbrennung von Abfällen eine mögliche Schadstoffbelastung durch behandelte Materialien nicht auszuschließen.

Auswirkungen auf die Tier- und Pflanzenwelt

Bei der energetischen Nutzung von Biomasse verbleiben im Gegensatz zur üblichen Holzwirtschaft keine Abfälle im Wald, da diese ja ebenfalls verbrannt werden können. Diese fehlen dann im Biotop und beeinträchtigen damit die Biodiversität. Speziell gilt dies für Kurzumtriebsplantagen in denen oft auch standortfremde Arten gepflanzt werden.

Zukünftige Weiterentwicklung der Biomassenutzung

Die Stromerzeugung aus Biomasseheizkraftwerken erfolgt heute in der Regel im Dauerbetrieb. Jedoch wäre auch eine Nutzung zur Bereitstellung von Regelenergie möglich. Dazu müssten jedoch die gesetzlichen Grundlagen für die Bereitstellung von Systemdienstleistungen geändert werden damit dies für die Betreiber rentabel wäre. Jedoch ist zu berücksichtigen, dass ein größerer Ausbau der Erzeugungskapazitäten nicht möglich ist. Denn die genutzten Brennstoffe wachsen nur relativ langsam nach.
Wegen der negativen Auswirkungen auf Natur und Umwelt sollte der weitere Anbau von sogenannten Energiepflanzen mittelfristig reduziert und langfristig gestoppt werden. Diese Flächen könnten dann für eine nachhaltige Nutzung an die bäuerliche Landwirtschaft zurückgegeben werden.
Über die Nutzung von Abfallstoffe sollten strengere Umweltauflagen eingeführt werden.
Dies würde zu einer deutlichen Reduktion der Stromerzeugung durch Biomasse führen.
Es wird von einer Reduktion auf 25% der heutigen Kapazität, also 2 TWh ausgegangen.

http://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/erneuerbare-energien-in-zahlen-2015.pdf?__blob=publicationFile&v=3]
Da der Anteil von Biomasse bei der Stromerzeugung jedoch sehr gering ist könnte diese Verminderung leicht durch andere erneuerbare Energien ersetzt werden.

Quellen und weitere Informationen:

[3.2a] http://www.bmel.de/SharedDocs/Downloads/Landwirtschaft/Bioenergie-NachwachsendeRohstoffe/FNR-Basisdaten-Bioenergie-2013.pdf?__blob=publicationFile

Bund Naturschutz in Bayern e.V.
http://www.bund-naturschutz.de/

https://de.wikipedia.org/wiki/Biomasseheizkraftwerkhttps://de.wikipedia.org/wiki/Biomasse
http://www.erneuerbare-energien.de/EE/Navigation/DE/Service/Erneuerbare_Energien_in_Zahlen/Entwicklung_der_erneuerbaren_Energien_in_Deutschland/entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_im_jahr_2015.html

4.1.4 Stromerzeugung mit Windkraftanlagen auf See

Die Stromerzeugung mit Windkraftanlagen auf See ist die technisch aufwendigste [4.1.4a] und mit bis zu 19,4 Cent/kWh auch zweitteuerste Stromerzeugung mit erneuerbaren Energien. Vergleicht man die Vergütungssätze im „Erneuerbare-Energien-Gesetz“ (EEG), so ist die Kilowattstunde ungefähr 60% teuer als die mit Photovoltaik und dreimal so teuer als die mit Windkraftanlagen an Land erzeugte. Lediglich Strom aus Geothermie ist nach wie vor wider jede Vernunft mit 25 ct / kWh vergütet und löst immense Direktsubventionen einzelner Kommunen aus Steuermittel aus, die niemals zurückerwirtschaftet werden. [4.1.4b]

Zum 31.12.2015 war eine Leistung von 3,3 GW Off-Shore Windkraft an das Stromnetz angeschlossen [4.1.4c] und sie soll nach den Vorgaben des „Erneuerbare Energien Gesetzes“ bis zum Jahr 2030 auf 15 GW ausgebaut werden. [4.1.4d] Dann ist mit einer Stromerzeugung von ca. 60 TWh im Jahr zu rechnen. Dies ist jedoch nur ein Anteil von 5% der zukünftig erforderlichen Strommenge. Aufgrund der vergleichsweise hohen Kosten für die Stromerzeugung und für den notwendigen Ausbau des Stromübertragungsnetzes sowie des trotz eines erheblichen Aufwands nur kleinen Anteils an der erforderlichen Stromerzeugung ist ein weiterer Ausbau über das Jahr 2030 hinaus nicht sinnvoll.

(„Merksatz“:) Ausbau-Stopp für Windkraftanlagen auf See spätestens ab einer Leistung von 15 GW

4.1.5 Stromerzeugung mit Windkraftanlagen an Land

Windkraftanlagen an Land werden von Menschen bereits seit fast 4.000 Jahren genutzt. Ursprünglich wurden sie als Getreidemühlen und Wasserpumpen genutzt. Aber auch als Kraftmaschinen im Gewerbe wurden sie eingesetzt. Diese Nutzung ging jedoch mit der industriellen Revolution zurück und die Mehrzahl der Windmühlen wurde aufgegeben.
Wenn man heute von Windkraftanlagen spricht, dann wird von Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie gesprochen. 1991 begann mit dem Stromeinspeisungsgesetz der Aufschwung der Windenergienutzung in Deutschland. Mit dem seit dem Jahr 2000 gültigen EEG nahm die Nutzung der Windenergie einen weiteren Aufschwung.
Neben der Anzahl der Anlagen stieg auch die Leistung der einzelnen Anlagen. Während Anfangs Windkraftanlagen mehr oder minder Einzelanfertigungen waren werden die Anlagen inzwischen industriell in Serie gefertigt.
Ende 2015 gab es in Deutschland an Land (onshore) 25.980 Anlagen mit einer Nennleistung von 41.652 MW. [3.3a] Offshore speisten 546 Anlagen mit einer Nennleistung von 2.282 MW ins Netz ein. [3.3b]
Insgesamt speisten Windkraftanlagen 2015 86 TWh Strom ins deutsche Netz ein. [3.3c] Der weitere Ausbau von Offshore-Anlagen ist jedoch durch die EEG Novelle von 2014 auf 6500 MW Nennleistung bis 2020 begrenzt. [3.3d]

Die Windkraftanlagen sind nicht gleichmäßig in Deutschland verteilt. Die Mehrzahl der Anlagen steht in den nördlichen, windreichen Bundesländern. Erst in den letzten Jahren bieten die Hersteller spezielle Anlagen für geringere durchschnittliche Windgeschwindigkeiten an, so dass auch in den südlichen, windschwächeren Bundesländern der Betrieb von Windkraftanlagen rentabler wird.

Dadurch, dass Windkraftanlagen vom Wind abhängig sind können sie nicht kontinuierlich Strom produzieren. Die Bundesnetzagentur rechnet für Windkraftanlagen daher nur mit einer gesicherten Leistung von 0,5%, obwohl die Realität deutlich mehr zeigt.
Der weitere Ausbau der Windenergie wird zunehmend durch Proteste behindert. Die Argumente gehen dabei vom Naturschutz bis zu gesundheitlichen Gefahren durch Infraschall und dem deutlichen Wertverlust von Immobilien angrenzender Wohnbebauung. Auch das irreführende Bild einer fluktuierenden Stromerzeugung (Flatterstrom) und eine angebliche Unrentabilität von Windkraftanlagen wird oft von Gegnern ins Feld geführt. [3.3f] Eine besondere Rolle bei der Verhinderung von Windkraftanlagen spielt Bayern. Hier ist durch die sogenannte 10H Regelung der weitere Ausbau der Windenergienutzung faktisch zum Erliegen gekommen. [3.3g] [3.3h]. In 2015 wurde genau ein Windpark mit vier Windrädern gemäß der 10-H-Regelung genehmigt. Der Rest bestand aus der Umsetzung von Altanträgen.

Ökologische Betrachtung

Bei der ökologischen Betrachtung von Windkraftanlagen sind fünf Faktoren zu berücksichtigen:
1. Flächenverbrauch
2. Rohstoffverbrauch
3. Recycling von alten Anlagen
4. Gesundheitliche Auswirkungen
5. Auswirkungen auf die Tier- und Pflanzenwelt

Eine datenbasierte Analyse erforderlich, u. a. deshalb:
„Energiewende ist ressourcenblind“

http://green.wiwo.de/verbrauch-von-rohstoffen-energiewende-ist-ressourcenblind/

Ressourceneffizienz für den Bereich der erneuerbaren Energien bedeutet, die Systeme für Versorgung, Umwandlung, Speicher und Transport mit minimalem Aufwand an Fläche und Rohstoffen auszulegen. Es geht um die Erhöhung der lebenszyklusweiten Materialeffizienz und die Verringerung des Flächenbedarfs. Der Gesamtaufwand an stofflichen Primärressourcen sollte systemweit verringert und der Anteil von rezykliertem Material sukzessiv gesteigert werden. Beim Flächenaufwand kann insbesondere im Bereich der Bioenergie die Konkurrenz mit Nahrungsmitteln und stofflichen Verwendungen der Biomasse verringert werden.

http://www.fvee.de/forschung/forschungsthemen/effizienz/

Studien zur Ressourceneffizienz:

Fraunhofer IPA: „Analytische Untersuchung zur Ressourceneffizienz“, April 2015
http://edocs.fu-berlin.de/docs/servlets/MCRFileNodeServlet/FUDOCS_derivate_000000004260/Nexus_Ressourceneffizienz.pdf

Nexus Ressourceneffizienz und Energiewende, Oktober 2014:
hhttp://edocs.fu-berlin.de/docs/servlets/MCRFileNodeServlet/FUDOCS_derivate_000000004260/Nexus_Ressourceneffizienz.pdf

Hier finden sich alle Daten zu den untenstehenden Themenbereichen der Windkraft:

VDI Zentrum für Ressourceneffizienz: „Technologien und Ressourceneffizienz in der Windenergie“

http://windenergie.ressource-deutschland.de/
http://windenergie.ressource-deutschland.de/

Kurzanalyse Nr. 9: Ressourceneffizienz von Windenergieanlagen
http://www.ressource-deutschland.de/fileadmin/user_upload/downloads/kurzanalysen/2014-Kurzanalyse-VDI-ZRE-09-Ressourceneffizienz-Windenergieanlagen.pdf

Flächenverbrauch

Der Flächenbedarf für die Erzeugung von elektrischer Energie durch Windkraftanlagen wird oft als zu hoch für die Bundesrepublik Deutschland dargestellt.
Eine Windkraftanlage der 3 MW Klasse benötigt eine Fundamentfläche von 300 m². Für Wartungsarbeiten wird eine frei zugängliche Fläche von ca. 50*50 Metern benötigt. Bei dieser Fläche ist jedoch eine weitere landwirtschaftliche Nutzung fast uneingeschränkt möglich.

Anders sieht die Situation bei den Abständen zwischen den einzelnen Windkraftanlagen aus. Zwischen den einzelnen Windkraftanlagen müssen anlagenabhängig größere Abstände eingehalten werden. Doch auch bei diesen Flächen ist eine landwirtschaftliche Nutzung fast uneingeschränkt möglich.

Rohstoffe

Windkraftanlagen bestehen hauptsächlich aus Beton und Stahl.
Das Fundament des Turmes besteht aus Stahlbeton. Der Turm besteht entweder komplett aus Stahl oder bei sogenannten Hybridtürmen im unteren Teil aus Beton und dem oberen Teil aus Stahlsegmenten. Hybridtürme sind bei größeren Windkraftanlagen inzwischen Standard.
Beton und Stahl sind häufig und stellen somit keinen Engpass bei der Errichtung von Windkraftanlagen dar.
Die Rotorblätter moderner Windkraftanlagen bestehen entweder aus glasfaserverstärktem Kunststoff oder aus kohlefaserverstärktem Kunststoff. Auch die Bestandteile der Rotorblätter stellen keinen rohstofflichen Engpass bei der Errichtung von Windkraftanlagen dar.
Der wichtigste Bestandteil einer Windkraftanlage ist das Maschinenhaus bzw. Gondel. In ihm sind der Generator, die Windnachführung, Steuerungselektronik und eventuell ein Getriebe untergebracht. Bei den Generatoren kommen hauptsächlich Asynchrongeneratoren zum Einsatz. Bei den Synchrongeneratoren wird zwischen fremderregten und permanenterregten unterschieden. Nur bei permanenterregten Synchrongeneratoren kommen Neodym-Eisen-Bor Magnete zum Einsatz, bei deren Rohstoffgewinnung es zu Umweltproblemen kommt. Deshalb sollte langfristig gesehen auf permanenterregte Synchrongeneratoren verzichtet werden und stattdessen sollten fremderregte verwendet werden.

In der Studie „Treibhausgasneutrales Deutschland im Jahr 2050“ des Umweltbundesamtes (2014), wird ab Seite 56 auf den Rohstoffverbrauch für offshore Windenergieanlagen (für 1GW Leistung) eingegangen. [https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/07_2014_climate_change_dt.pdf]

Die Energierücklaufzeit, also die Zeit in der die für die Herstellung verbrauchte Energie wiedergewonnen ist beträgt ca. 5-7 Monate.[3.3i] für on-shore Anlagen. Bei off-shore Anlagen ist die Energierücklaufzeit naturgemäß höher und beträgt zwischen 7-9 Monate. [https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/07_2014_climate_change_dt.pdf]

Recycling von alten Anlagen

Fraunhofer IWES windenergie report deutschland 2013: „Special Report Recycling von Windenergieanlagen“:
http://windmonitor.iwes.fraunhofer.de/img/SR_2013_Recycling_von_Windenergieanlagen.pdf
Bis auf die Rotorblätter ist bei allen Bestandteilen einer Windkraftanlage eine stoffliche Verwertung problemlos möglich.
Bei den Rotorblättern erfolgt derzeit eine thermische Verwertung. Es gibt jedoch bereits verschiedene Projekt zur stofflichen Verwertung der Rotorblätter.

http://www.ressource-deutschland.de/fileadmin/user_upload/downloads/kurzanalysen/2014-Kurzanalyse-VDI-ZRE-09-Ressourceneffizienz-Windenergieanlagen.pdf]
[http://windenergie.ressource-deutschland.de/recycling/hochwertiges-recycling-von-rotorblaettern/

Gesundheitliche Auswirkungen

Von Windkraftgegnern wird immer wieder auf die Gefahr von Infraschall der durch Windkraftanlagen erzeugt wird verwiesen.
Infraschall ist Schall unter der Hörschwelle von 20 Hertz.
Infraschall ist ein Phänomen das sowohl natürliche Ursachen (z.B. Wind, Meeresrauschen) als auch künstliche Ursachen (z.B. Autoverkehr, Kühlschrankkompressor) haben kann.

Die Physikalisch technische Bundesanstalt in Braunschweig hatte vor einem Jahr eine Untersuchung gemacht, in der sie gezeigt hat, dass ein Teil der Probanden von Infraschall belastet wurde. Sie hat weiteren Forschungsbedarf formuliert.

In Deutschland werden die Grenzwerte einer Belastung durch Schall in der Technischen Anleitung Lärm (TA Lärm) geregelt. [3.3l] Die darin festgelegten Grenzwerte müssen auch von Windkraftanlagen eingehalten werden. Eine Messung des Infraschalls ist darin bisher nicht vorgegeben. das ist aber inzwischen eine Forderung. www.windwahn.de ist eine Plattform der Gegner mit sehr viel Information zum Thema.

Auswirkungen auf die Tierwelt

Bei den negativen Auswirkungen auf die Tierwelt stehen Vögel und Fledermäuse im Vordergrund.
Oft werden von Windkraftgegnern die Windkraftanlagen auch als Vogelschredder bezeichnet. [3.3f]
Auch wenn bei der staatlichen Vogelschutzwarte Brandenburg versucht wird, die durch Windkraftanlagen getöteten Vögel zu erfassen, gibt es keine verlässlichen Zahlen. [3.3m] Die Ursache dafür ist, dass es keine systematische Erfassung gibt. Für Greifvögel gibt es eine aufschlussreiche Studie des Michael-Otto-Institut über Windkraft und Greifvögel. [3.3n] Diese geht auch auf die Möglichkeiten der Vergrämung von Vögeln ein durch entsprechende Maßnahmen ein.
Bei der Diskussion über die Tötung von Vögeln durch Windkraftanlagen werden auch die Todesfälle durch andere Gefährdungen übersehen. Durch den Straßenverkehr und an Hochspannungsmasten werden in Deutschland jährlich jeweils 5 bis 10 Millionen Vögel getötet.
Ebenso werden die Todesfälle durch andere Energieerzeugungsanlagen nicht gesehen. In einer Metastudie aus den USA wurde aufgezeigt, dass durch Kohlekraftwerke je GWh fast 20mal so viele Vögel getötet werden als durch Windkraftanlagen. [3.3o]

Bei Fledermäusen ist die Datenlage noch schlechter. Dies liegt sicher daran, dass sie hauptsächlich nachtaktiv und klein sind. Auch hier versucht die staatliche Vogelschutzwarte Brandenburg die durch Windkraftanlagen getöteten Fledermäuse zu erfassen. [2.3m] Eine Bedrohung ist bei Fledermäusen jedoch nur bei hochfliegenden Arten gegeben. Zum Beispiel bei den Wanderungen des Großen Abendseglers (Nyctalus Noctula). Bei allen Fledermäusen muss jedoch berücksichtigt werden, dass die größte Bedrohung die Einschränkungen ihres Lebensraumes und ihrer Nahrungsgrundlage durch die moderne Landwirtschaft ist. Auch sind keine Daten verfügbar wie viele Fledermäuse durch den Straßenverkehr und an Hochspannungsmasten getötet werden.

Zukünftige Weiterentwicklung der Windkraftanlagen

Bei der Weiterentwicklung der Windkraftanlagen sind 2 Tendenzen zu beobachten. Zum einen geht die Entwicklung hin zu immer größeren Anlagen, speziell auch für den offshore Bereich. Zum anderen werden Anlagen für schwächere Windverhältnisse entwickelt und auf den Markt gebracht.
Die aktuellen Ausbaupläne sehen sowohl einen verstärkten Ausbau von offshore Anlagen als auch von on-shore Anlagen vor allem in Norden Deutschlands vor.
Offshore Anlagen sind industrielle Großanlagen die nur von Großkonzernen errichtet werden können und große Mengen von Strom an einem Punkt liefert. Diese entsprechen von ihrer strukturellen Bedeutung her heutigen fossilen Großkraftwerken. Sie stehen deshalb im Widerspruch zu einer dezentralen Energieversorgung. Für den Transport des erzeugten Stromes ist ein weiterer Ausbau der Übertragungsnetze erforderlich. Offshore Anlagen sind außerdem die mit Abstand teuerste Art von erneuerbaren Energien. Deshalb wird der weitere Ausbau dieser Anlagen nach hinten gestellt.

Der weitere Ausbau von onshore ist derzeit vor allen im Norden geplant. Dies steht im Widerspruch zu einer dezentralen Energieversorgung und es verleitet durch lukrative Vergütungsgarantien zum Ausbau von Übertragungsnetzen, um erzeugten Strom vielleicht in den Süden zu transportieren an Stelle des Aufbaus einer dezentralen Speicherinfrastruktur, die dortige Überschüsse zeitlich verschieben.

Der Ausbau der Übertragungsnetze verursacht erhebliche Kosten und ist, wie man am Widerstand gegen die HGÜ Trassen sieht, der Bevölkerung so gut wie nicht vermittelbar.
Deshalb sollte ein weiterer Ausbau von Windkraftanlagen nur dezentral erfolgen. Diese Art des Ausbaus würde auch Bürgerenergiegenossenschaften Möglichkeiten bieten Bürgerwindräder zu errichten.
Aber auch der dezentrale Ausbau von Windkraftanlagen sollte nur mit entsprechender Bürgerbeteiligung erfolgen. Dies wird zu einer Reduzierung des zukünftigen Ausbaus führen.
Insgesamt sehen wir deshalb für das Jahr 2050 eine Erzeugungskapazität von 200 TWh durch Windkraftanlagen.
Eine Übersicht über aktuelle Forschungsprojekte finden sich hier: http://windenergie.ressource-deutschland.de/

Quellen und weitere Informationen:

[3.3a] https://www.wind-energie.de/sites/default/files/attachments/page/statistiken/20160127-factsheet-status-windenergieausbau-land-jahr-2015.pdf
[3.3b] https://www.wind-energie.de/sites/default/files/attachments/page/statistiken/factsheet-status-offshore-windenergieausbau-jahr-2015.pdf
[3.3c] https://www.wind-energie.de/infocenter/statistiken/deutschland/entwicklung-der-windstromeinspeisung
[3.3d] http://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/
[3.3f] http://www.windwahn.de/
[3.3g] http://bayrvr.de/2014/11/20/gvbl-192014-gesetz-zur-aenderung-der-bayerischen-bauordnung-baybo-und-des-gesetzes-ueber-die-behoerdliche-organisation-des-bauwesens-des-wohnungswesens-und-der-wasserwirtschaft-orgbauwasg-ver/
[3.3h] http://www.br.de/mediathek/video/sendungen/nachrichten/windkraft-windraeder-bayern-100.html#&time=
[3.3i] http://www.vdi-nachrichten.com/artikel/Mehr-Windkraft-an-Land-rueckt-Oekologie-ins-Blickfeld/54733/1
[3.3j] http://www4.lubw.baden-wuerttemberg.de/servlet/is/229961/
[3.3k] http://www4.lubw.baden-wuerttemberg.de/servlet/is/250786/
[3.3l] http://www.verwaltungsvorschriften-im-internet.de/bsvwvbund_26081998_IG19980826.htm
[3.3m] http://www.lugv.brandenburg.de/cms/detail.php/bb1.c.312579.de
[3.3n] https://bergenhusen.nabu.de/forschung/windkraft-und-greifvoegel/index.html
[3.3o] http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148112000857

https://de.wikipedia.org/wiki/Windkraftanlage
http://www.eurobserv-er.org/category/barometers-in-german/
http://ressourcen.wupperinst.org/downloads/MaRess_AP2_4.pdf
http://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148111002254
http://www.inderscience.com/offer.php?id=62496
http://www4.lubw.baden-wuerttemberg.de/servlet/is/223628/windenergie_und_infraschall.pdf?command=downloadContent&filename=windenergie_und_infraschall.pdf

Fraunhofer IPA: „Analytische Untersuchung zur Ressourceneffizienz“, April 2015
http://edocs.fu-berlin.de/docs/servlets/MCRFileNodeServlet/FUDOCS_derivate_000000004260/Nexus_Ressourceneffizienz.pdf

http://windenergie.ressource-deutschland.de/
http://edocs.fu-berlin.de/docs/servlets/MCRFileNodeServlet/FUDOCS_derivate_000000004260/Nexus_Ressourceneffizienz.pdf
Studie „Treibhausgasneutrales Deutschland im Jahr 2050“ des Umweltbundesamtes (2014), Seite 50ff
https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/07_2014_climate_change_dt.pdf

4.1.6 Stromerzeugung mit Photovoltaikanlagen

PV Anlagen nutzen den photoelektrischen Effekt zur direkten Umwandlung von Licht in elektrische Energie. Die ersten Einsätze erfolgten ab Ende der 1950iger Jahre bei Satelliten – und deren PV-Zellen funktionieren noch heute.

Während Solarzellen ursprünglich aus monokristallinem Silizium gefertigt wurden sind inzwischen auch polykristalline bzw. amorphe Solarzellen verfügbar. Auch konnten die Wirkungsgrade deutlich gesteigert werden. Inzwischen sind Wirkungsgrade von bis zu 26 Prozent bei kommerziellen Solarzellen üblich. In Entwicklungslaboren wird bereits an Solarzellen mit Wirkungsgraden von über 40 Prozent gearbeitet. [3.4a]

Dadurch, dass PV Anlagen von der Sonneneinstrahlung abhängig sind können sie nicht kontinuierlich Strom produzieren. Die Bundesnetzagentur rechnet für PV Anlagen mit einer gesicherten Leistung von 0 Prozent. Dies wird damit begründet, dass PV Anlagen in der Nacht keinen Strom produzieren können. Welche Logik steckt dahinter? Was hat dies mit der Realität zu tun? Auch Windräder haben Stillstandszeiten. Die gesicherte Leistung kann in Kombination mit Akkuspeichern ohne weiteres mit 15% angesetzt werden. Dieser Umstand wird von Kritikern gerne angeführt um die Untauglichkeit der Stromerzeugung durch PV Anlagen zu postulieren. [3.4b] Oft wird hierbei auch mit dem Begriff „Flatterstrom“ gezielt Gegnerschaft erzeugt. Für die Sicherung einer kontinuierlichen Stromversorgung ist deshalb eine Kombination mit
entsprechenden Speichertechnologien erforderlich.

In Deutschland waren Ende 2015 PV Anlagen mit einer Nennleistung von 39.7 MW installiert. [3.4c]
Diese speisten 2015 insgesamt 38.5 GWh Strom ins deutsche Netz ein. [3.4d] Die Verteilung der PV Anlagen in Deutschland ist jedoch nicht gleichmäßig. Da im Süden die Sonneneinstrahlung höher ist, sind diese überwiegend in den südlichen Bundesländern installiert.

Der weitere Ausbau von PV Anlagen ist durch die EEG Novelle 2014 stark abgebremst worden. Besonders der Ausbau von Freiflächenanlagen ist seit Ausschreibungsmodell stark zurückgegangen. Die „genehmigten“ Zubauziele werden nicht erreicht. [3.4e]

Zum Schutz der europäischen Hersteller von Solarmodulen werden auf chinesische Solarmodule Strafzölle erhoben. Dies geschah vor allem auf Betreiben von deutschen Herstellern wegen angeblicher Dumpingpreise. Ergebnis war eine Verteuerung von Solarmodulen im EU-Raum gegenüber dem Weltmarkt, ein Absinken der Rentabilität und letztlich die Pleite des größten Anstifters solcher Ideen., den deutschen Bestandteilen von Solarworld. [3.4f]]

Ökologische Betrachtung

Bei der ökologischen Betrachtung sind drei Faktoren zu berücksichtigen:
1. Flächenverbrauch
2. Rohstoffverbrauch für die PV Module
3. Recycling von alten PV Modulen

Flächenbedarf
Der Flächenbedarf für die Erzeugung von elektrischer Energie durch PV Module wird oft als zu hoch für die Bundesrepublik Deutschland dargestellt. Horrordarstellungen von einem durch PV Module überdachten Deutschland werden verbreitet. Doch wie ist es wirklich?
Die Bundesrepublik Deutschland hat eine Gesamtfläche von 357.375 Quadratkilometern.
In den oben berechneten Szenarien zur Stromerzeugung ergibt sich bei einem Wirkungsgrad von 20% Prozent ein Flächenbedarf von 3.610 Quadratkilometern bzw. 5.502 Quadratkilometern. Ein Wirkungsgrad von 20% erscheint als sehr konservative Abschätzung für das Jahr 2050, da er der bereits heute verfügbaren Technologie entspricht. Es wären also nur 1% bis 1,5% der Fläche Deutschlands für die Stromerzeugung durch PV Module benötigt.
Laut dem Statistischen Bundesamt waren im Jahr 2014 insgesamt 19.205 Quadratkilometer durch Wohn-, Gewerbe- und Betriebsflächen belegt. [3.4d] Dies bedeutet, dass man je nach Szenario 18% bzw. 28% Prozent der bereits durch Gebäude überbauten Fläche benötigt um den gesamten benötigten Strom zu erzeugen.
Nicht berücksichtigt ist dabei der Effekt durch andere Arten der PV Nutzung, wie z.B. PV Module an Gebäudefronten, Solarwege, PV Module an Schallschutzwänden, usw. Dadurch werden die benötigten Dachflächen reduziert. Eine genaue Abschätzung der Reduktion ist aber derzeit nicht möglich.

Umweltbundesamt:

„Entsprechend der UBA-Studie „Energieziel 2050“ wird von einem mittleren Jahresnutzungsgrad von 17% und 1.620 km2 verfügbare Fläche ausgegangen. Dies bedeutet, dass für jedes installierte Kilowatt (kW) an Leistung 5,88 m2 Fläche benötigt werden. Würde man die gesamte Fläche mit Solarmodulen belegen, so stände eine installierte Leistung von 275 Gigawatt (GW) zur Verfügung. Bei den
Flächenangaben handelt es sich um Dach- und Fassadenflächen sowie sonstige Siedlungsflächen wie Parkplatzüberdachungen oder Lärmschutzwände. Die Nutzung von Freiflächen wie Konversionsflächen, Ackerflächen oder Grünland sind hier nicht berücksichtigt. Unter der Annahme von 900 Volllaststunden ergäbe sich ein jährlicher Stromertrag von ca. 248 TWh. Bei dieser solaren Flächenermittlung handelt es sich um eine konservative Potenzialbewertung. Ob dieses Potenzial ausgeschöpft werden kann, hängt von verschiedenen Faktoren wie der Akzeptanz in der Bevölkerung, politischer Weichenstellungen, der Wirtschaftlichkeit der PV-Anlagen und der Systemintegration des Solarstroms ab. Falls die Flächenpotenziale auf Konversionsflächen, Ackerflächen oder Grünland erschlossen werden, können auch noch größere installierte Leistungen von Photovoltaikanlagen in Deutschland realisiert werden.“ [Studie „Treibhausgasneutrales Deutschland im Jahr 2050“ des Umweltbundesamtes (2014), Seite 52,

https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/07_2014_climate_change_dt.pdf

„Runder Tisch Energiewende Niedersachsen“ hat eine aktuelle Analyse der Dachflächen in Niedersachsen gemacht. Hochrechnen auf das gesamte Bundesgebiet auf Basis der Bevölkerungsverteilung?! [Szenarien zur Energieversorgung in Niedersachsen im Jahr 2050 – Gutachten – http://www.umwelt.niedersachsen.de/download/106468, April 2016, Seite 20f]

Rohstoffverbrauch für die PV Module
Für 1 GW Leistung:
Studie „Treibhausgasneutrales Deutschland im Jahr 2050“ des Umweltbundesamtes (2014), Seite 51f
https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/07_2014_climate_change_dt.pdf

PV Module bestehen hauptsächlich aus den folgenden Komponenten:

1. Glasscheiben
Glas ist ein Schmelzprodukt das hauptsächlich aus Quarzsand, Soda und Pottasche besteht. Dies alles sind Rohstoffe, die häufig in der Natur vorkommen bzw. aus häufig vorkommenden Elementen synthetisiert werden. Somit besteht keine Gefahr von Ressourcenengpässen die die Fertigung von PV Modulen einschränken.

2.Alurahmen
Aluminium kommt in der Erdkruste sehr häufig vor. Ein Mangel an Rohmaterial ist deshalb nicht zu befürchten.

Aluminium als elementares Metall und Material verfügbar zu machen erfordert zwar einen hohen Energieeinsatz. Aber einmal produziert kann es sehr einfach recycelt werden und dient in Form von Lagerware als Barren sogar als indirekter Energiespeicher für Überschussstrom.

3. Solarzellen
Solarzellen werden aus Silizium gefertigt. (Silizium ist das zweithäufigste Element der Erdkruste. Ein Mangel an Rohmaterial ist deshalb nicht zu befürchten).

4. Kupferverbindungen
Kupfer kommt in der Erdkruste sehr häufig vor. Somit besteht keine Gefahr von Ressourcenengpässen, die die Fertigung von PV Modulen einschränken.

5.Kunststoffdichtungen bzw. Folien
Kunststoffdichtungen bzw. Folien werden heute aus Erdöl gewonnen.

Die Herstellung der Hauptkomponenten eines PV Moduls ist relativ energieintensiv. Jedoch wird im Laufe der Lebensdauer der PV Module deutlich mehr elektrische Energie erzeugt. Die Energierücklaufzeit, also die Zeit in der die für die Herstellung verbrauchte Energie wiedergewonnen ist beträgt heute ca. 1 Jahr. Quelle?

Recycling von alten PV Modulen
Beim Recycling von alten PV Modulen können heute über 90 Prozent der verwendeten Materialien wiedergewonnen werden und erneut in den Produktionsprozess eingebracht werden.
Das Recycling von Glas, Alu, Silizium und Kupfer ist eine bewährte Technik und auch von der Ökobilanz ein her gesehen sehr positiv.
Heute existiert keine bewährte Technik für das Recycling der Kunststoffdichtungen bzw. Folien die ja fest mit den Glasscheiben bzw. Solarzellen laminiert sind.

Was wir noch genauer betrachten sollten:

– Wieviel Rohstoff in g ist in einem Modul enthalten?
– Wie viele Module brauchen wir für die solare Stromerzeugung in Deutschland?
– Groß sind jeweils die weltweiten Rohstoffreserven?
Dann ist es nicht nur eine pauschale Aussage, sondern berechnet, dass ausreichend Rohstoffreserven vorhanden sind.

Die gleiche Rohstoff-Betrachtung dann für die Windkraftanlagen.

Das ist auch wichtig, weil insbesondere bei Windkraftanlagen manchmal eine Rohstoffknappheit ins Feld geführt wird.

Zukünftige Weiterentwicklung der PV Nutzung

Für die Zukunft ist eine weitere Zunahme der PV Nutzung zu erwarten, obwohl laut aktuellen EEG der weitere geförderte Zubau eingeschränkt wurde. [3.4e]

Durch weitere Verbesserungen der Produktionstechnik sind auch in Zukunft Kostenreduktionen bei der Herstellung von PV Modululen zu erwarten. Kurzfristig von Bedeutung ist hierbei der Ausgang des Anti-Dumping-Verfahren gegen China. [3.4f] Diese künstliche Verteuerung wird jedoch langfristig nicht durchzuhalten sein. [3.4g]
Langfristig werden auch PV Module, die nicht auf Silizium basieren, auf den Markt kommen.
PV Module auf Basis von Galliumarsenid bzw. Galliumindiumphosphid / Galliumindiumarsenid bieten einen deutlich höheren Wirkungsgrad als siliziumbasierte PV Module. Momentan sind sie jedoch noch zu teuer oder erst als Labormuster verfügbar.
Auch organische PV Module und Perowskit-Module bilden momentan ein erfolgversprechendes Forschungsgebiet.[3.4h]
Langfristig ist jedoch mit der Marktreife entsprechender Module zu rechnen.
Für die Aufstellung von PV Anlagen bietet sich, wie bereits oben erwähnt, ein breites Zukunftspotential. Zum Beispiel Solarwege. [3.4i] [3.4j]. Dies würde zu einer Reduzierung der oben angeführten Fläche führen.
Auch die Überdachung von Verkehrswegen bietet eine interessante Option, da im Nebeneffekt Schneeräumung im Winter und Fahrzeugklimatisierung im Sommer deutlich geringer ausfallen. ICEs, die sich nicht in der prallen Sonne auf 50 °C und mehr aufheizen, sondern weitgehend im Schatten fahren, erleiden auch keinen Ausfall der Klimaanlagen mehr.
PV Anlagen stellen insgesamt betrachtet die umweltverträglichste Form von erneuerbaren Energien da. Die Akzeptanz in der Bevölkerung ist ebenfalls sehr hoch. Deshalb sollten sie auch die Hauptlast der zukünftigen Stromversorgung tragen.

Übersicht Rohstoffverfügbarkeit weltweit:
B.U.N.D. Hintergrundpapier: „Ressourcenschutz ist mehr als Rohstoffeffizienz“, Juli 2015 http://www.bund.net/pdf/ressourcenschutz

Powershift: Rohsto¬ffe für die „grüne“ Wirtschaft, 2011
http://power-shift.de/wordpress/wp-content/uploads/2011/08/PowerShift-ForumUE-StudieRohstoffe-Gr%C3%BCneWirtschaft-2011web_klein.pdf

Quellen und weitere Informationen:

[3.4a] http://photovoltaik-vision.de/05-2013/forschung-vierfach-stapelsolarzelle-mit-436-prozent-wirkungsgrad/
[3.4b] http://www.eike-klima-energie.eu/
[3.4c] https://www.energy-charts.de/power_inst_de.htm
[3.4d] http://www.statistischesbundesamt.de/
[3.4e] http://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/
[3.4f] http://photovoltaik-vision.de/08-2013/preisdumping-eu-einigt-sich-endgultig-mit-china/
[3.4g] http://safe-eu.org/2016/04/19/pm-solarmodule-koennten-hierzulande-20-preiswerter-sein/?utm_source=newsletter&utm_medium=email&utm_campaign=PHOTON+Newsletter+-+Deutsche+Ausgabe+vom+20.4.2016+&newsletter=PHOTON+Newsletter+-+Deutsche+Ausgabe+vom+20.4.2016+
[3.4h http://www.iwr.de/news.php?e=x0616x&id=30643
[3.4i] hhttps://www.indiegogo.com/projects/solarlayer-every-surface-is-a-solar-panel#/
[3.4j] http://www.mein-elektroauto.com/2016/02/frankreich-will-1-000-kilometer-strassen-mit-solarzellen-ausstatten/19828/

https://de.wikipedia.org/wiki/Photovoltaik
http://www.eurobserv-er.org/category/barometers-in-german/
http://www.sma.de/unternehmen/pv-leistung-in-deutschland.html
http://www.oeko-energie.de/produkte/solarstrom-photovoltaik/solarmodule/index.php#04a2089a240b63601
http://www.bvmw.de/politik/energie.html
https://de.wikipedia.org/wiki/Solarmodul
Studie „Treibhausgasneutrales Deutschland im Jahr 2050“ des Umweltbundesamtes (2014), Seite 52
https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/07_2014_climate_change_dt.pdf, Abschätzung ohne Freiflächen

4.1.7 Vergleich Photovoltaik und Windkraft

Vergleiche:

Rohstoffeinsatz 1 MW Photovoltaik/1 MW Windkraft (onshore)
kurzer Hinweis auf höheren Rohstoffeinsatz für offshore durch Umspannwerke auf See und an Land und seeseitige zusätzlich Stromkabel/ höherer energetischer Aufwand da Materialien und Personal aufs Meer geschafft werden müssen

Bewertung/Schlussfolgerungen für die (unsere) Verteilung der Stromerzeugungskapazität auf Photovoltaik und Windkraft

Zukünftige Stromerzeugung in Deutschland

Im Jahr 2050 ergibt sich ein Gesamtbedarf an elektrischer Energie von 1300 TWh.
Diese Energie soll zu 100% aus erneuerbaren Quellen stammen.
Als Quellen dafür kommen Wasserkraft, Biogas, Biomasse, Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen (PV Anlagen) in Betracht.
Technologien, die derzeit in Deutschland ihre Einsatzfähigkeit bzw. Marktreife noch nicht bewiesen haben werden nicht berücksichtigt. Dies ist zwar ein extrem konservativer Ansatz, jedoch befindet man sich damit auf der sicheren Seite und macht sich nicht von Entwicklungsfortschritten abhängig, die möglicherweise nicht eintreten.
Wie weiter oben beschrieben werden für Wasserkraft, Biogas, Biomasse die folgenden Erzeugungskapazitäten angenommen.
Wasserkraft: 22,7 TWh
Biogas: 5,5 TWh
Biomasse: 2 TWh
Summe: 30,2 TWh
Somit müssen noch 1.270 TWh durch PV- und Windkraftanlagen erzeugt werden.
Bei beiden ist jedoch auf Grund der Fluktuation bei der Erzeugung eine Speicherung von Strom notwendig.
Die wichtigste Grundsatzentscheidung für die zukünftige Stromversorgung ist deshalb welchen Anteil PV- und Windkraftanlagen an der Produktion haben sollen.
Neben technischen und ökonomischen Faktoren spielen dabei auch sog. soft skills wie z.B. Akzeptanz in der Bevölkerung eine Rolle.
Technisch gesehen handelt es sich sowohl bei Windkraftanlagen als auch bei PV Anlagen um Systeme die ihre Einsatzreife bereits seit längerer Zeit unter Beweis gestellt haben. Zudem gibt es bei beiden noch Entwicklungspotential, sowohl bei der Technologie als auch bei der Optimierung in der Produktion.

Für eine Beurteilung zur Priorisierung der Erzeugungssysteme PV- und Windkraftanlagen dient die folgende Tabelle. Bei der Bewertung wird zwischen PV Anlagen, offshore Windkraftanlagen und onshore Windkraftanlagen unterschieden.

PV Anlagen on shore Windkraftanlagen off shore Windkraftanlagen
Verfügbarkeit von
Rohstoffen problemlos problemlos problemlos
Recycling problemlos problemlos problemlos
Gesellschaftliche
Akzeptanz hoch umstritten umstritten
Flächenbedarf hoch – gering gering
Energetische
Amortisation schnell schnell schnell
Ökologische
Auswirkungen gering mittel hoch
Kosten mittel mittel hoch
Gesundheitliche
Auswirkungen keine unbestimmt unbestimmt

Bei Windkraftanlagen ist bei einer ökonomischen Betrachtung zwischen on shore und off shore Anlagen zu unterscheiden. Off shore Windkraftanlagen produzieren derzeit den teuersten erneuerbaren Energiestrom, während on shore kostengünstig Strom produziert wird.
PV Anlagen produzieren ihren Strom ebenfalls kostengünstig.
Bei den soft skills gibt es deutliche Unterschiede zwischen PV- und Windkraftanlagen.
Der Protest gegen Windkraftanlagen nimmt immer mehr zu. Oft wird dabei auch die Energiewende insgesamt auch in Frage gestellt.
Dagegen gibt es bei der Errichtung von PV Anlagen nur sehr selten Proteste.
Daraus zu folgern, man sollte nur noch PV Anlagen bauen wäre jedoch nicht zielführend.
Jedoch kann man daraus folgern, dass für eine breite Akzeptanz der Energiewende verstärkt auf den Ausbau von PV Anlagen gesetzt werden soll. Dies wird auch von uns gefordert und deshalb wird bei der Stromproduktion im Jahr 2050 von 1.000 TWh Strom aus PV Anlagen und 270 TWh Strom aus Windkraftanlagen ausgegangen.

4.1.8 Verfügbarkeit von Rohstoffen

Die weltweiten Bauxitvorkommen werden auf 55 bis 75 Milliarden Tonnen geschätzt. Im Jahr 2015 wurden 58,3 Millionen Tonnen Aluminium daraus geschmolzen. [http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/aluminum/mcs-2016-alumi.pdf]

Silizium ist das zweithäufigsten Elemente der Erdkruste [https://de.wikipedia.org/wiki/Liste_der_H%C3%A4ufigkeiten_chemischer_Elemente#H.C3.A4ufigkeiten_auf_der_Erde]. Ein Mangel an Rohmaterial ist deshalb nicht zu befürchten.

Die weltweiten Kupfervorkommen werden auf 5,6 Milliarden Tonnen geschätzt. Im Jahr 2015 wurden 18,7 Millionen Tonnen Kupfer abgebaut. [http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/copper/mcs-2016-coppe.pdf]

Die weltweiten Eisenvorkommen werden auf 230 Milliarden Tonnen geschätzt. [http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/iron_ore/mcs-2016-feore.pdf]

Die weltweiten Vorkommen an Seltenen Erden werden auf 130 Millionen Tonnen geschätzt. Im Jahr 2015 betrug die Produktion 124.000 Tonnen. http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/rare_earths/mcs-2016-raree.pdf

Beton besteht aus Gesteinskörnung; Sand und Kies und Zement als Bindemittel.
Durch die Zugabe von Wasser reagiert der Zement und es entsteht ein festes Baumaterial.
Jährlich werden in Deutschland 250 Millionen Tonnen Beton verbaut. Die Menge an Betonabfällen beträgt 130 Millionen Tonnen. http://www.ressource-deutschland.de/fileadmin/user_upload/downloads/kurzanalysen/Kurzanalyse_Nr_8_Hochwertiges_Recycling_im_Baubereich.pdf
In der Regel erfolgt das Recycling durch Schreddern des Betonabfalls. Jedoch gibt es bereits Projekte den Beton wieder in Gesteinskörnung und Zementmasse zerlegen. Damit sind Recyclingquoten von 80% möglich. http://www.fraunhofer.de/de/presse/presseinformationen/2012/oktober/blitz-schlag-ein.html

Der damit hergestellte RC-Beton entspricht den entsprechenden Normen http://www.ressource-deutschland.de/fileadmin/user_upload/downloads/kurzanalysen/Kurzanalyse_Nr_8_Hochwertiges_Recycling_im_Baubereich.pdf
Auch für den in der Herstellung sehr energieintensiven Zement wird nach Ersatzstoffen gesucht. http://www.ressource-deutschland.de/fileadmin/user_upload/downloads/kurzanalysen/Kurzanalyse_Nr_8_Hochwertiges_Recycling_im_Baubereich.pdf
Jedoch ist bei den Rohstoffen für die Zementherstellung kein Mangel zu erwarten. http://minerals.usgs.gov/minerals/pubs/commodity/cement/mcs-2016-cemen.pdf
All diese Verbesserungen bei der Betonherstellung kommen auch den Betonbestandteilen von Windkraftanlagen zu Gute.

Für den Bau von Windkraftanlagen off shore werden die folgenden Materialien benötigt:
▸ ca. 101.000 t Beton,
▸ 144.000 t Eisen und Stahl,
▸ darunter mindestens 1.800 t Nickel, Chrom, Molybdän und Mangan
▸ 11.000 t größtenteils glasfaser- oder carbonfaserverstärkte Kunststoffe,
▸ 3.000 t Kupfer und
▸ bis zu 200 t an Seltenen Erden.
https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/07_2014_climate_change_dt.pdf
Laut derselben Quelle werden für Anlagen an Land ähnliche Rohstoffmengen benötigt. Jedoch werden geringe Stahlmengen und dafür höhere Betonmengen benötigt.
Diese Studie geht davon aus dass bei den Generatoren Synchrongeneratoren mit Permanenterregung eingesetzt werden, die Seltene Erden benötigen.
In https://epub.wupperinst.org/frontdoor/index/index/docId/5883 werden jedoch auch Szenarien vorgestellt die von einem erheblichen Anteil von Generatoren ohne Seltene Erden ausgehen.

Kritische Rohstoffe beim Windenergieausbau

Fraunhofer IWES: windenergie report Deutschland 2014; 2015
http://windmonitor.iwes.fraunhofer.de/opencms/export/sites/windmonitor/img/Windenergie_Report_2014.pdf, Seite 70ff; bezieht sich auf die Studie des Wuppertal-Institutes

Zusammenfassend kann man feststellen, dass der Bau von Windkraftanlagen nicht durch Ressourcenengpässe begrenzt wird.

Quellen und weitere Informationen:

Übersicht Rohstoffverfügbarkeit weltweit:
B.U.N.D. Hintergrundpapier: „Ressourcenschutz ist mehr als Rohstoffeffizienz“, Juli 2015 http://www.bund.net/pdf/ressourcenschutz

Powershift: Rohsto¬ffe für die „grüne“ Wirtschaft, 2011
http://power-shift.de/wordpress/wp-content/uploads/2011/08/PowerShift-ForumUE-StudieRohstoffe-Gr%C3%BCneWirtschaft-2011web_klein.pdf

4.1.9 Der Anteil von Sonne und Wind an der zukünftigen Stromerzeugung

Für den Ausbau der Stromerzeugung durch erneuerbare Energien wurde ein Simulationsmodell erstellt. Dieses ermittelt die für Windkraftanlagen und PV Anlagen notwendigen Ausbauziele an Erzeugungsanlagen sowie den Bedarf an Speichermöglichkeiten, um Dunkelheit und Flauten zu überbrücken und damit eine kontinuierliche und bedarfsgerechte Stromversorgung zu gewährleisten.

Die Sonneneinstrahlung in Deutschland lässt sich relativ einfach mathematisch bestimmen. Die Solarkonstante und die Breitengrade von Deutschland sind bekannt. Diese mathematische Methode berücksichtigt jedoch nicht die meteorologischen Phänomene (z.B. Wolken, Nebel, usw.) und liefert systematisch zu hohe Werte.
Deshalb wurde ein anderer Ansatz zur Bestimmung der Sonneneinstrahlung gewählt. Mit Hilfe eines Solarrechners, der meteorologische Phänomene berücksichtigt, also die effektive Sonneneinstrahlung liefert, wird ein Durchschnittsertrag von PV Anlagen ermittelt, der auf mehreren Messpunkten in Deutschland beruht.
Bei den Berechnungen des Flächenbedarfs wird von einem Wirkungsgrad von 16% ausgegangen. Dies entspricht dem heutigen Standard. Daneben wird auch noch der Flächenbedarf bei einem Wirkungsgrad von 20% bzw. 25% berechnet. Diese Wirkungsgrade erscheinen für das Jahr 2050 durchaus möglich, da bereits heute in den Entwicklungslaboren Wirkungsgrade über 40% erreicht werden.
Eine Erhöhung des Wirkungsgrades, die auf Grund der technischen Weiterentwicklung zu erwarten ist, wird den Flächenbedarf reduzieren.
Der benötigte Speicherbedarf bei den einzelnen Szenarien ist jedoch unabhängig vom Wirkungsgrad der verwendeten Solarzellen.
In der folgenden Grafik sind die durchschnittlichen Erträge pro Monat aufgeführt.

Diese Werte bilden die Grundlage für alle folgenden Berechnungen der Stromerzeugung durch PV Module.

Bei der Stromerzeugung durch Windkraftanlagen lässt sich kein mathematisches Modell verwenden. Deshalb wurde die durch Windkraftanlagen im Jahr 2013 erzeugte Energie als Basis für die Berechnungen verwendet.
In der folgenden Grafik sind die Erträge pro Monat aufgeführt.

Diese Werte bilden die Grundlage für alle folgenden Berechnungen der Stromerzeugung durch Windkraftanlagen.

Stromerzeugung nach dem derzeitig gültigen EEG (Erneuerbaren Energiegesetz)

Nach dem derzeit gültigen EEG ist bei PV Anlagen eine weiterer, geförderter Ausbau von 2.500 MW Peak Leistung pro Jahr geplant. Dies bedeutet gegenüber den tatsächlichen Neuinstallationen der letzten Jahre eine deutliche Reduzierung.
Wenn sich an den gesetzlichen Grundlagen nichts ändert und der Ausbau planmäßig erfolgt dann würde dies bis 2050 einen Zubau von 87.500 MW bedeuten. Wenn alle heute existierenden PV Anlagen noch existieren bzw. ersetzt werden würde dies einen Gesamtbestand von 125.800 MW PV Leistung ergeben.

Damit würde sich die im folgenden Bild dargestellte Strommenge erzeugen lassen.

Nach dem derzeit gültigen EEG ist auch bei Windkraftanlagen ein weiterer geförderter Ausbau von 2.500 MW Nennleistung pro Jahr geplant.
Wenn sich an den gesetzlichen Grundlagen nichts ändert und der Ausbau planmäßig erfolgt dann würde dies bis 2050 einen Zubau von 87.500 MW bedeuten. Wenn alle heute existierenden Windkraftanlagen noch existieren bzw. ersetzt werden würde dies einen Gesamtbestand von 132.100 MW Leistung durch Windkraftanlagen ergeben.

Damit würde sich die im folgenden Bild dargestellte Strommenge erzeugen lassen.

Wie man in obigen Bildern sieht ist damit im Jahresdurchschnitt nur rund die Hälfte des derzeitigen Strombedarfs von 614 TWh gedeckt.
Für die PV Anlagen würde bei einem angenommen durchschnittlichen Wirkungsgrad von 16% eine Fläche von 782 Quadratkilometern benötigt um die EEG Zielvorgaben für den Ausbau zu erreichen. Bei einem für die Zukunft angenommen durchschnittlichen Wirkungsgrad von 20% bzw. 25% würde sich der Flächenbedarf auf 626 bzw. 500 Quadratkilometern reduzieren.
Diese Zahlen erscheinen auf den ersten Blick zwar sehr hoch, wenn man jedoch die Gesamtfläche der Bundesrepublik, 357.375 Quadratkilometer, dazu in Relation setzt, ist der Bedarf äußerst gering.

4.1.10 Die Landkarte der Stromerzeugung

Im Teilprojekt „„C/sells: Großflächiges Schaufenster im Solarbogen Süddeutschland“ des Bundesprojektes „Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende“ wird genau diese Fragestellung untersucht:
„Das Schaufenster „C/sells“ überspannt im Süden Deutschlands die Bundesländer Baden-Württemberg, Bayern und Hessen und hat den Schwerpunkt „Solarenergie“… Kern des Schaufensters ist die Demonstration eines zellulär strukturierten Energiesystems, in dem regionale Zellen im überregionalen Verbund miteinander agieren. Die Größe der Zellen ist dabei sehr unterschiedlich. So können einzelne Liegenschaften oder ganze Verteilnetze solche Zellen bilden. Jede Zelle versorgt dabei subsidiär zunächst sich selbst, indem Energieerzeugung und Last möglichst direkt vor Ort ausgeglichen werden. Die verbleibenden Energiebilanzen werden dann mit anderen Zellen ausgetauscht, um so das Energiesystem insgesamt zu optimieren. Durch den Zellverbund entsteht dadurch eine effiziente und robuste Energieinfrastruktur.“ http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Netze-und-Netzausbau/sinteg.html)

4.2 Zukünftige Wärmeerzeugung in Deutschland

4.2.1 Tiefengeothermie

Der mögliche Beitrag der tiefen Geothermie zu einer nachhaltigen Energieversorgung wurde umfassend für einen Sachstandsbericht des Büros für Technikfolgen-Abschätzung (TAB) beim Deutschen Bundestag untersucht. Unter Berücksichtigung ökologischer, raumordnerischer und technischer Restriktionen wurde daraus das bis 2050 erschließbare technisch-ökologische Potenzial der geothermischen Stromerzeugung in Deutschland bestimmt. Im Jahr 2050 könnte demnach eine installierte Netto-Leistung geothermischer Anlagen von 6,4 Gigawatt elektrisch realisiert werden. Damit könnten ca. 50 TWh/a grundlastfähiger Strom erzeugt werden. Dieses Potenzial ist in Deutschland umweltverträglich erschließbar, positive Umwelteffekte lassen sich ebenfalls mit geothermischer Wärmeversorgung erzielen. [Studie „Treibhausgasneutrales Deutschland im Jahr 2050“ des Umweltbundesamtes (2014), Seite 53 https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/07_2014_climate_change_dt.pdf]

Rentabel unter volkswirtschaftlichen Gesichtspunkten ist diese Technologie allerdings bei weitem nicht.

Der Wärmebedarf in Deutschland lässt sich aus den in Kapitel 2.4 gemachten Ansätzen wie folgt bestimmen:
Private Haushalte: 115,5 TWh
Wirtschaft und Verwaltung: 444,6 TWh
Summe: 560,1 TWh

Beim Wärmebereich muss man zwischen Niedertemperaturbereich und Hochtemperaturbereich unterscheiden.
Energie im Niedertemperaturbereich lässt sich relativ leicht, zum Beispiel durch Solarthermie gewinnen.
[Im Hochtemperaturbereich, zum Beispiel bei der Stahlproduktion ist dies nur sehr eingeschränkt und aufwändig möglich (erfolgreich funktionierende Versuchsanlage in den frz. Pyrenäen). Deshalb muss dieser Temperaturbereich durch Strom bereitgestellt werden.] Konzept für Aluminiumgießerei: Solarturm Jülich: [http://www.kba-metalprint.com/fileadmin/user_upload/MetalPrint/Fachbeitraege/Dynamische_Hochtemperatur-Speicherung_0713.pdf]

4.2.2 Oberflächennahe Geothermie

(Wärmepumpen)

4.2.3 Solarthermie

4.2..4 Strombasierte Wärmeerzeugung

Literaturverweise:

4 Die Erzeugung der Energie von morgen

[4a]
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Entwicklung der erneuerbaren Energien
in Deutschland im Jahr 2015, Stand Februar 2016, Seite 11 und 7
https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_im_jahr_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=12

[4b]
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Entwicklung der erneuerbaren Energien
in Deutschland im Jahr 2015, Stand Februar 2016, Seite 22 und 8
https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_im_jahr_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=12

4.1.2 Stromerzeugung mit Klär- Deponie- und Grubengas

[4.1.2a]
Wupperverband:
http://www.wupperverband.de/internet/web.nsf/id/pa_de_klaergas.html und http://www.mwm.net/mwm-kwk-bhkw/mwm-kompetenzen/gas-loesungen/klaergas/ ]

[4.1.2b]
Wikipedia: Deponiegas
https://de.wikipedia.org/wiki/Deponiegas]

[4.1.2c]
Caterpillar Energy Solutions GmbH: Dezentrale Stromerzeugung mit Deponiegas
http://www.mwm.net/mwm-kwk-bhkw/mwm-kompetenzen/gas-loesungen/deponiegas/

[4.1.2d]
Evonik Industries: Energie aus Grubengas
https://www.steag-newenergies.com/index.php?id=455&type=0&jumpurl=fileadmin%2Fuser_upload%2Fsteag-newenergies.com%2Fprodukte_leistungen%2Fgrubengas%2FDE_Evonik_Grubengasbroschuere.pdf, Seite 4

[4.1.2e]
Foliensatz zur Energie-Info „Erneuerbare Energien und das EEG (2016)“
https://www.bdew.de/internet.nsf/id/20160222-energie-info-erneuerbare-energien-und-das-eeg-zahlen-fakten-grafiken-2016-de?open&ccm=500010045, Folie 2

[4.1.2f]
Interessenverband Grubengas e. V.: NRW – Grubengasverwertungsdaten
http://www.grubengas.de/german/verwertung_g.htm

4.1.4 Stromerzeugung mit Windkraftanlagen auf See

[4.1.4a]
siehe zum Beispiel
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Broschüre „Offshore-Windenergie“
http://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/bmwi_de/offshore-windenergie.pdf?__blob=publicationFile&v=2

[4.1.4b]
Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG 2014), § 49 bis 51
https://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/eeg_2014/gesamt.pdf
und
Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG 2016), § 49 http://bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/G/gesetzentwurf-ausschreibungen-erneuerbare-energien-aenderungen-eeg-2016,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf

[4.1.4c]
Status des offshore-Windenergieausbaus in Deutschland, Stand 31.12.2015, Seite 3
http://www.windguard.de/_Resources/Persistent/6863a8d0ae295aaa0e5e72419395edaf220dc1d0/Factsheet-Status-Offshore-Windenergieausbau-Jahr-2015.pdf

[4.1.4d]
Entwurf eines Gesetzes zur Einführung von Ausschreibungen für Strom aus erneuerbaren Energien und zu weiteren Änderungen des Rechts der erneuerbaren Energien (Erneuerbare-Energien-Gesetz – EEG 2016), § 4
http://bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/G/gesetzentwurf-ausschreibungen-erneuerbare-energien-aenderungen-eeg-2016,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf

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Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 4

Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 4

3. Die Welt einer nachhaltigen Energieversorgung

Das Leben ist leiser geworden. Fahrräder und Autos surren durch die Straßen. Die Sonne wärmt dunkle Dächer und spiegelt sich schwach in glänzenden Fassaden. Die Rotoren der Windkraftanlagen drehen sich in der Ferne behäbig im lauen Wind. Eine Vision? Nein, die nachhaltige Zukunft.

In die Dächer von Wohnhäusern, öffentlichen Gebäuden und Industriegebäuden sind und Photovoltaikmodule eingelassen, teilweise auch Sonnenkollektoren, große Häuserwände sind mit stromerzeugenden Folien überzogen. [3a] Alleinstehende Gehöfte und Häuser erzeugen mit Solarthermie, Photovoltaik und Wärmepumpe genügend Wärme und Strom zur Eigenversorgung, Strom- und Wärmespeicher helfen über sonnenschwache Tage hinweg. Wohnquartiere und Wohnsiedlungen werden über gemeinschaftliche Strom- und Wärmespeicher versorgt, einige erzeugen sogar Stromüberschüsse, die in das öffentliche Netz eingespeist werden. [3b] Die Wärme wird lokal durch Großflächen-Solarthermie, Biomassenutzung, in einigen Regionen auch durch Tiefen-Geothermie erzeugt. Abwasser- und Überschusswärme von Industrieunternehmen wird ebenso genutzt wie überschüssiger erneuerbarer Strom im „Power to Heat“-Verfahren. [3c] Nah- und Fernwärmenetze leiten die mit erneuerbaren Technologien erzeugte Wärme zu Verbrauchern und in Speicher.

Auch kleinere Gewerbe und Industriebetriebe versorgen sich energetisch selbst, größere sind für die Stromversorgung an Wind- oder Solarparks und das Fernwärmenetz angeschlossen. Wer sein Elektroauto nicht zu Hause selbst aufladen kann [3d], fährt zu Ladestationen auf öffentlichen Parkplätzen, in Tiefgaragen [3e], in Einkaufszentren [3f] oder lädt Strom während Reisen auf Autobahnrastplätzen [3g]. Die Batterien von Bussen, LKWs und Flottenfahrzeugen werden über Nacht an ihren Standorten aufgeladen, der öffentliche Schienenverkehr mit Strom von Wind- oder Solarparks aus Batteriegroßspeichern gespeist.

Lokale Stromerzeugung, lokaler und regionaler Stromverbrauch gleichen sich weitgehend über die Verteilnetze und an den Verknüpfungspunkten gleichermaßen wie in Gebäuden beim Endverbraucher installierten Batteriespeicher aus, unterstützt von weiteren Batteriespeichern zur Spannungsstabilisierung und dem Ausgleich von Erzeugungs- und Lastspitzen an den Netzknoten zwischen Mittel und Hochspannung. Infrastrukturstromspeicher [3h] als Teil der Batteriespeicher sichern außerdem bei einer Netzstörung die Stromversorgung von lokalen technischen Anlagen der öffentlichen Versorgung. Dazu gehören zum Beispiel die öffentliche Wasser- und Abwasserversorgung, die Gasversorgung und die Telekommunikation.
Regionale Netze sind über die Mittelspannungsebene miteinander verbunden und ergänzen gegenseitig ihren Stromhaushalt oder werden aus saisonalen Stromspeichern unterstützt. Der Strom aus offshore Windparks und großen onshore Windparks wird regional verbraucht oder kann über das Hochspannungsnetz zu anderen Regionen geleitet werden. Wird mehr erneuerbarer Strom erzeugt, als gerade verbraucht, befüllt dieser Batteriespeicheranlagen mit hoher Kapazität, kann gegebenenfalls Druckluft erzeugen, die in großen Kavernen gespeichert wird, über „Power to Gas“-Anlagen synthetisches Methan in das Gasnetz einspeisen oder Pumpspeicherseen füllen: Ein sinnvoller Vorrat für die Zeiten, wenn über viele Tage hinweg, zu wenig Wind weht und die Sonne nicht scheint.

Schiffe und Flugzeuge werden mit flüssigem erneuerbaren Kraftstoff betankt, Küstenschiffe fahren und kleinere Flugzeuge fliegen elektrisch angetrieben, transkontinentale Güterbahnsysteme übernehmen den Großteil der Containerfrachten und der öffentliche Personenverkehr fährt komplett elektrisch, auf Nebenbahnen, im regionalen Nahbereich als Straßenbahn sogar batteriegetrieben.

3.1 Wärme und Strom in der Zukunft

Die Energieversorgung der Zukunft beruht auf der Nutzung von Wärme und erneuerbar erzeugtem Strom. Insbesondere durch einen strombasierten Verkehr wird sich der Strombedarf deutlich erhöhen. Im Jahr 2014 wurden in Deutschland nur 21% der Endenergie als Strom verbraucht, dagegen mehr als die Hälfte in Form von Wärme. [3.1a] Wie wird dieses Verhältnis in der Zukunft sein? Schauen wir uns dazu noch einmal die einzelnen Verbrauchsbereiche an:

Für den Verkehrsbereich wurde in Kapitel 2.2 und 2.5 der Strombedarf auf 244 TWh für die Mobilität in Deutschland und auf 261 TWh für den Anteil am internationalen See- und Flugverkehr abgeschätzt. Dabei wurde davon ausgegangen, dass der Anteil von flüssigen Kraftstoffen für sonstige Kraftfahrzeuge (Spezialmaschinen) und den Flug- und Schiffsverkehr durch Strom im Power-to-Liquid-Verfahren hergestellt wird. Der nutzbare Wärmeanteil ist hier sehr gering und wird in der Gesamtbetrachtung vernachlässigt.

Im Kapitel 2.3 wurde der zukünftige jährliche Energiebedarf für private Haushalte zu 210 TWh abgeschätzt. Legt man wie das Bundesumweltamt einen Wärmeanteil von 53,8 Prozent zugrunde [3.1b], errechnet sich daraus ein Stromanteil von 97 TWh und ein Wärmeanteil von 113 TWh.

In der Industrie werden heute nach Angaben des Umweltbundesamtes ungefähr 2/3 der Energie allein für Prozesswärme verbraucht [3.1c] und auch im Bereich Gewerbe, Handel und Dienstleistungen betrug der Anteil für Raumwärme, Warmwasser, Prozesswärme und -kälte insgesamt 72 Prozent am Endenergiebedarf. [3.1d] Bei etwa einem Drittel des Wärmebedarfs liegt die erforderliche Temperatur unter 100 Grad Celsius. In Zukunft kann aber ein deutlich höherer Wärmeanteil als heute mit erneuerbaren Energien abgedeckt werden. Mit Vakuumröhrenkollektoren lassen sich Flüssigkeitstemperaturen bis zu 350 Grad Celsius erreichen (siehe 1.4.1) und mit Solarturmkraftwerken kann sowohl Strom als auch Prozesswärme bis zu 800 Grad Celsius erzeugt werden. [3.1e] Ein Teil der Prozesswärme, die für technische Prozesse wie zum Beispiel das Schmelzen und Schmieden benötigt wird, muss aber wahrscheinlich auch zukünftig mit Hilfe von Strom erzeugt werden. Für die weiteren Abschätzungen gehen wir auch auf Grund eines hohen Wärmeeinsparungspotentials für den Bereich Industrie, Gewerbe, Handel und Dienstleistungen von einem Wärmeanteil von nur noch 50% am gesamten Energiebedarf aus.

Strom [TWh] Wärme [TWh] Mobilität

244 0 261

Private Haushalte:

97 113

Wirtschaft und Verwaltung:

370 370

Summe:

972 484

Tab.: Jährlicher direkter Bedarf an Strom und Wärme in der nachhaltigen Zukunft

Wind und Sonneneinstrahlung stehen nicht gleichmäßig zur Verfügung und schwanken im Tages-, aber auch im Jahresverlauf in ihrer Intensität. Auf der anderen Seite besteht beim Energiebedarf ein sich im Tagesverlauf, aber auch jahreszeitlich ändernder Bedarf. Im Winter wird mehr Wärme zum Heizen benötigt und während der Urlaubsreisezeit und zu Festtagen wird der Strombedarf im Verkehr ansteigen. Das Angebot und die Nachfrage von Strom und Wärme verändern sich also unabhängig voneinander und beide müssen daher zwischengespeichert werden. Die hierbei entstehenden Verluste werden in den nächsten Kapiteln abgeschätzt.

3.2. Zusätzlicher Wärmebedarf durch Verluste bei der Wärmeleitung und -speicherung

Die Fraunhofer Gesellschaft ISE geht bei Wärmespeichern von einem Wirkungsgrad von 90% aus. [3.2a] In aller Regel wird man auf die benötigte Wärme über einen Wärmespeicher zugreifen. Daher gehen wir von einem Verlust bei der Wärmeleitung und -speicherung von etwa 10% aus und es ergibt sich bei einem Wärmebedarf von 484 TWh (siehe Tabelle) ein zusätzlicher (Wärme-)Energiebedarf von 48 TWh bzw. ein Gesamtbedarf von 532 TWh.

3.3. Verluste der Stromleitung und -speicherung

Immer wenn elektrischer Strom fließt, wird ein Teil der elektrischen Energie in Wärme umgewandelt. Auch beim Laden und Entladen von Stromspeichern entstehen Verluste, die durch eine höhere Stromproduktion ausgeglichen werden müssen.

3.3.1 Stromleitungsverluste

Beim Fließen des Stromes durch herkömmliche Kabel und Transformatoren entsteht Wärme und ein Teil der Energie ist dann nicht mehr als Strom verfügbar. Die eingespeiste Leistung ist höher als die, die entnommen werden kann. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie hat die „Netzverluste und Nichterfasstes“ für die Jahre 2010 bis 2014 berechnet. Sie liegen zwischen 4,7% im Jahr 2010 und 4,2% im Jahr 2014 der jährlichen Nettostromerzeugung [3.3.1a]

Meine Zwischenfrage: wie kann das sein, wenn einer Bruttostromerzeugung von ganz grob 600 TWh eine abgerechnete Strommenge von knapp über 500 TWh gegenübersteht? Da fehlen meiner Rechnung nach eher 17%. Wo wird hier wann was gemessen?

Auch wenn im Hochspannungsübertragungsnetz zukünftig die verlustärmere Übertragung mit Gleichstrom [Tennet TSO GmbH: „Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung“ [3.3.1b] oder sogar supraleitende Stromkabel [zum Beispiel IASS Potsdam: „Supraleitung“ [3.3.1c] eingesetzt werden, ist das Verteilungsnetz so ungleich viel größer, dass der durchschnittliche Stromleitungsverlust nun wenig sinken würde. Die Bundesnetzagentur unterstellt im „Entwurf des Szenariorahmen 2030“, dass die Netzverluste durch die weitergehende Integration der EE und hohen Transportaufgaben bis 2030 bzw. 2035 zwischen 6% und 10% steigen können. [3.3.1d] Dem widerspricht jedoch der Verband der Elektrotechnik in seiner Studie „der Zellulare Ansatz“ aus dem Jahr 2015 [3.3.1e]. Bei vollständiger Stromversorgung durch Erneuerbare Energien sinkt der Übertragungsbedarf von 602 TWh auf 394 TWh im Jahr [3.3.1f] Schätzt man den durchschnittlichen zukünftigen Verlust im Stromnetz zu 5% ab, so errechnet sich bei einem jährlichen Strombedarf von 972 TWh (siehe Tabelle) ein zusätzlicher Bedarf von 49 TWh.

3.3.2 Verluste bei der Stromspeicherung

Jede Form der Stromspeicherung ist mit Verlusten verbunden. Daher ist es klüger den Strom in möglichst hohem Maße direkt zu verbrauchen. Mit der Energiewende und der Umstellung der Stromerzeugung auf Sonne und Wind als schwankende Hauptstromerzeuger werden Stromspeicher aber zum alltäglichen Begleiter in der Energieversorgung. Wenn mehr erneuerbarer Strom erzeugt werden kann, als gerade benötigt wird, wird er für die Zeiträume geringer Erzeugung zwischengespeichert. Herrscht in Nachtstunden Windstille liefern weder PV Anlagen noch Windkraftanlagen Strom. Auch bei mehrtägigen Wetterlagen mit zu wenig Wind und Sonnenstrahlung wird die Stromversorgung durch von Wind und Sonne unabhängige erneuerbare Energien (wie zum Beispiel Laufwasserkraftwerke) und Stromspeicher erfolgen. Welcher Stromanteil wird in nun in den verschiedenen Verbrauchsbereichen vermutlich gespeichert werden?

3.3.2.1 Stromspeicherverluste im Verkehrsbereich

Der Stromanteil am Energieeinsatz betrug 2014 im Verkehrsbereich nur 1,6% [3.3.2.1a] und wurde fast ausschließlich im Schienenverkehr verbraucht. Dieser Anteil wird sicherlich ansteigen, so dass im Bereich der Mobilität ein Teil des erzeugten Stromes direkt verbraucht und nicht zwischengespeichert werden muss. Dieser Anteil ist heute nur schwer abzuschätzen, ebenso welchen Anteil bei der Energieversorgung strombasierte flüssige oder gasförmige Kraftstoffe haben werden. Bei ihnen würden allerdings praktisch keine Speicherverluste auftreten. Näherungsweise gehen wir davon aus, dass in Zukunft dreiviertel des gesamten Energiebedarfs über Stromspeicher läuft (183 TWh). Bei modernen stationären Akkus, wie sie zum Beispiel in Kombination mit Photovoltaikanlagen eingesetzt werden, entstehen dabei Verluste von ca. 6%. [3.3.2.1b]. Beim Laden des Fahrzeugakku und dem Stromverbrauch der Zusatzgeräte tritt dann noch ein Verlust von etwa 20% auf. [3.3.2.1c]. Bei einem Energiebedarf von 183 TWh, wie er in Kapitel 1.1 abgeschätzt wurde, errechnet sich damit ein jährlicher Zusatzbedarf von 30% bzw. 55 TWh. Beim internationalen See- und Flugverkehr gehen wir näherungsweise von keinen Verlusten bei der Lagerung von strombasiert erzeugten Kraftstoffen aus.

3.3.2.2 Stromspeicherverluste der privaten Haushalte

Betrachtet man den Stromverbrauch für einen bestimmten Zeitraum (zum Beispiel einen Tag) von Gruppen (zum Beispiel Haushalte oder Gewerbebetriebe), die ein ähnliches Verbrauchsverhalten haben und stellt ihn in einem Diagramm dar, ergibt sich ein „Standardlastprofil Strom“. [3.3.2.2a] Der Stromverbrauch privater Haushalte ist von Tag zu Tag etwa gleich und folgt dabei einem typischen Tagesverlauf:

Grafik
Standardlastprofil „Haushalt“ [3.3.2.2b]

Ab 4.00 Uhr morgens steigt der Strombedarf bis mittags 13.00 Uhr kontinuierlich an. Bis etwa 16.00 Uhr am Nachmittag sinkt er dann kontinuierlich auf das Niveau von 6.00 Uhr morgens ab, um dann auf die höchsten Verbrauchswerte gegen 19.30 Uhr zu steigen (ungefähr zweieinhalbmal so hoch wie morgens um 6.00 Uhr und 20% höher als mittags). Danach sinkt der Stromverbrauch kontinuierlich auf den tiefsten Wert gegen 3.00 Uhr in der Nacht. Am Wochenende verschiebt sich das Lastprofil etwas. Der Strom für private Haushalte wird hauptsächlich mit Photovoltaik-Anlagen erzeugt werden. Deren Stromerzeugung beginnt mit dem Sonnenaufgang und steigt dann auf einen maximalen Wert um ca. 14.00 Uhr. Danach sinkt sie bis in die Abendstunden ab. [3.3.2.2c] Dies führt zu einer Stromüberproduktion am frühen Nachmittag und natürlich zu einer fehlenden Stromerzeugung in den Nachtstunden, die aber durch einen Stromspeicher ausgeglichen werden kann. Außerdem müssen sonnenreiche Tage dazu genutzt werden, den Strom für Tage mit nur wenig Sonnenschein zu erzeugen und zu speichern. Nach dem Standardlastprofil für Haushalte an Werktagen beträgt der Strombedarf zwischen 0.00 Uhr/7.00 Uhr und 19.00 Uhr/0.00 Uhr zusammen etwa 42% des Tagesbedarfs. [3.3.2.2d] Dieser Anteil muss über Stromspeicher gedeckt werden, da in dieser Zeit keine ausreichende Sonneneinstrahlung auf die Photovoltaikmodule vorhanden ist. Durch einen Wirkungsgrad der Module von 20% und mehr ist bereits heute eine gemischte Ausrichtung der Photovoltaikmodule bei vorzugsweiser Nutzung von Dünnschichttechnologien in alle Himmelsrichtungen sinnvoll. Damit ist eine längere und gleichmäßige Stromerzeugung im Tagesverlauf möglich. Hinzu kommt die Stromversorgung aus dem Speicher der Haushalte an Tagen mit nur geringer Sonneneinstrahlung. Setzt man für solche Tage einen Anteil von 10% an, ergibt sich ein zu speichernder Stromanteil von insgesamt 52%. Bei einem Jahresstrombedarf für private Haushalte von 97 TWh (siehe Tabelle xx Kapitel 3.1) wären dies 50 TWh Speicherkapazität. Bei modernen stationären Akkus, wie sie in Kombination mit Photovoltaikanlagen eingesetzt werden, entstehen dabei Verluste von ca. 10%. [3.3.2.2e] Damit ist im Bereich der privaten Haushalte ein Zusatzbedarf in Höhe von etwa 5 TWh zu berücksichtigen.

Hinweis: Für diese Strategie habe ich eine Speicherkapazität von 20% des Jahresstromverbauchs als sinnvoll ermittelt. Das ist aber noch ein viel zu hoher Invest.

3.3.2.3 Stromspeicherverluste von Industrie und Verwaltung

In Gewerbebetrieben steigt der Stromverbrauch nach dem Standardlastprofil ab etwa 3.30 Uhr kontinuierlich bis 12.30 Uhr auf mehr als das Vierfache an. Nach einem Zwischentief gegen 14.00 Uhr steigt der Stromverbrauch am Nachmittag noch einmal etwas an, um dann bis das Niveau von 3.30 Uhr morgens abzufallen.

Grafik
Lastprofil „Gewerbe allgemein“ [3.3.2.3a]

Die gleiche Tagesanalyse wie bei dem Lastprofil für Haushalte ergibt für das Lastprofil „Gewerbe allgemein“ einen täglichen Speicherbedarf von 29%. Berücksichtigt man auch hier sonnenschwache Tage mit einem zusätzlichen Speicherbedarf von 10%, ergibt sich ein Gesamtbedarf von 39%. Bei Industrieunternehmen sollte der Bedarf nicht höher sein, da sie oft den produktionsbedingten Stromverbrauch zumindest teilweise in die Tageszeiten mit hoher Stromerzeugung verschieben können (die sogenannte „Lastverschiebung“). Der Stromverbrauch von Dienstleistungsunternehmen und Verwaltungen wird in der Regel dem Lastverlauf des Standardprofils für „Gewerbe zwischen 8 und 18.00 Uhr“ mit einem Tagesspeicherbedarf von 10% [3.3.2.3b] folgen. Für den gesamten Bereich „Wirtschaft und Verwaltung“ schätzen wir den Speicherbedarf auf 35% des Verbrauchs bzw. 130 TWh (nach Tabelle, Kapitel 3.1). Berücksichtigt man wieder Speicherverluste von 10%, errechnet sich für diesen Bereich ein zusätzlicher Strombedarf von 13 TWh.

3.3.2.4 Stromspeicherverluste durch die saisonale Speicherung

Die Energieversorgung der Zukunft basiert fast vollständig auf den erneuerbaren Energien Sonne und Wind. Diese Energiequellen stehen jedoch nicht gleichmäßig über das Jahr verteilt zur Verfügung, sondern die Sonneneinstrahlung ist in Deutschland im Juli und der Windertrag in den Wintermonaten am höchsten:

Grafik
Mittlere Sonnenscheindauer der Jahre 1893 bis 2015 [3.3.2.4a]

Grafik
Prozentuale Veränderung des Mittelwerts des Windertragsindex im Jahr 2015 von Küstenlage und Binnenland im Vergleich zum Durchschnitt der Jahre 2010 bis 2014 [3.3.2.4b]

In den Jahren 2011 bis 2014 hat sich die Stromerzeugung aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen auf Monatsbasis recht gut ergänzt:

Grafik [3.3.2.4c]
Monatliche Photovoltaik- und Windstromproduktion in den Jahren 2011 bis 2014

Bei einer nachhaltigen Energieversorgung wird jedoch der Anteil der solaren Stromerzeugung wesentlich höher als der der Windkraft sein. Wir gehen in dieser Ausarbeitung von einem Anteil von 79% für die Photovoltaik und 21% für die Stromerzeugung mit Windkraftanlagen aus (siehe Kapitel 4). Legt man die Jahresgänge für Sonne und Wind aus den Grafiken zugrunde, ist damit die Stromerzeugung im Juni am höchsten und im November am niedrigsten:

Grafik [3.3.2.4d]

Modell Jahresgang der Stromerzeugung [TWh] mit 1000 GW installierter Photovoltaik und 84 GW installierter Leistung an onshore Windkraftanlagen und 30 GW installierter Leistung an offshore Windkraftanlagen.

Für die jährliche Stromerzeugung werden folgende Volllaststundenzahlen zugrunde gelegt: Photovoltaik 940, onshore Windkraftanlagen 1600 und offshore Windkraftanlagen 3900. Es errechnet sich dann eine Jahresstromerzeugung von 1191 TWh. Mit welchem Jahresgang im Stromverbrauch ist zu rechnen? Da im Jahr 2015 fast kein Strom gespeichert wurde, kann man die Stromerzeugung auch als Maß für den Stromverbrauch nehmen. [3.3.2.4e] Hochgerechnet auf einen Stromverbrauch von 1191 TWh und unter Berücksichtigung der monatlichen Stromerzeugung nach dem oben genannten Modell ergibt sich der folgende Jahresgang:

Grafik
Monatlicher Saldo der Stromerzeugung und des Stromverbrauchs im 1191 TWh-Modell

Ab April ist die Stromerzeugung höher als der monatliche Stromverbrauch. Der Stromüberschuss steigt dann bis auf fast 55 TWh im Juni an. Von Oktober bis März wird weniger Strom als benötigt produziert. Das bedeutet, dass ab April ein Stromüberschuss gespeichert werden sollte, der dann in den Monaten mit zu geringer Stromproduktion die Stromversorgung ergänzt. Summiert man die Überproduktion in den Monaten April bis September auf, so ergibt sich als Speicherbedarf eine Summe von 220 TWh. Zusätzlich sollte man noch eine Reserve von 10 Tagesverbräuchen im März einrechnen (33 TWh) falls in dem Moment, in dem die Großspeicher leer sind, eine Wind- und Sonnenflaute eintritt. Als „saisonaler Speicher“ für diese Strommenge bieten sich technologisch das „Power to Gas“ – Verfahren mit dem bereits vorhandenen Gasnetz und vielleicht auch die Druckluftkavernenspeicherung an. Die Redox-Flow-Batterie sollte dabei nicht vergessen werden: Speicherverlust p.a. 2%, Strom-zu-Strom 85%, mittlerweile auf Polymerbasis ohne Rohstoffsorgen herstellbar (www.jenabatteries.com), preislich mit ca. 800 €/kWh Kapazität noch zu teuer, aber nahezu unbegrenzte Zyklenzahl und daher den beiden genannten Technologien insgesamt klar überlegen. Der „Strom zu Strom“-Wirkungsgrad einer Druckluftkavernenspeicherung wird heute mit 75% bis 80% angegeben. Ernsthaft? Aber sicher nur mit externer Wärmezufuhr bei Leistungsabruf. Ist das dabei eingerechnet?

Beim „Power to Gas“ – Verfahren mit 30% bis 45% abgeschätzt [3.3.2.4f]. wegen des angeblich doppelt so hohen Wirkungsgrads ist dieser Technologie die Druckluftkavernenspeicherung vorzuziehen? Insbesondere in Salzkavernen kann in Druckluft oder Wasserstoff umgewandelter überschüssiger Wind- und Solarstrom gespeichert werden. Solche Kavernen werden in Deutschland bereits seit Jahrzehnten zur Speicherung von Erdöl und Erdgas genutzt. Für die Speicherung von Gasen unter Druck besitzen sie den Vorteil einer hohen mechanischen und chemischen Stabilität und Dichtheit. Sie lassen sie sich schnell und flexibel befüllen und entleeren und es muss relativ wenig Gas permanent im Speicher verbleiben, um den Druck aufrecht zu erhalten. In dem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderten Verbundforschungsprojekt InSpEE (Informationssystem Salzstrukturen – Planungsgrundlagen, Auswahlkriterien und Potenzialabschätzung für die Errichtung von Salzkavernen zur Speicherung von Erneuerbaren Energien) wurde vorhandenes geologisches Datenmaterial über den norddeutschen Untergrund systematisch ausgewertet. [3.3.2.4g] Aufgrund der geologischen Verhältnisse in Deutschland sind als Kavernen nutzbare Salzvorkommen hauptsächlich in Nord- und Mitteldeutschland vorhanden. Im Süden Deutschlands gibt es nur sehr vereinzelte Salzvorkommen mit geringen Mächtigkeiten, die zudem einen hohen Anteil nicht löslicher Bestandteile aufweisen. Damit eignen sie sich nur schlecht für ein Ausspülen im Salz zum Anlegen einer Kaverne. [3.3.2.4h] Das Gutachten „Szenarien zur Energieversorgung in Niedersachsen im Jahr 2050“ des „Runden Tisches Energiewende Niedersachsen“ schätzt allein für Niedersachsen das Potential für die Speicherung in unterirdischen Kavernenspeichern auf 350 TWh.[3.3.2.4i] Im Sinne einer dezentralen und verbrauchsnahen Stromversorgung und eines möglichst geringen Ausbaus des Übertragungsstromnetzes wäre es sinnvoll, im süddeutschen Raum die „Power to Gas“-Technologie in Verbindung mit dem vorhandenen Gasnetz als saisonalen Speicher zu verwenden. Geht man von einem durchschnittlichen Wirkungsgrad der saisonalen Stromspeicherung von 65% Prozent aus, so müssen 35% bzw. 89 TWh der im saisonalen Speicher gespeicherten Strommenge als Verlustausgleich zusätzlich erzeugt werden.

3.3.2.5. Stromspeicherverluste der Infrastrukturspeicher

Bei Infrastrukturspeichern auf Redox Flow Basis geht man von einem Gesamtwirkungsgrad von 90% aus (leider nur 85%, soweit ich weiß.) Bei der Zuordnung von Speicherkapazitäten gehen wir mangels Erfahrung von einer Annahme aus. In Deutschland existieren laut BnetzA ca. 600.000 Trafostationen welche also die Mittelspannung, meist 20 kV in die für uns in der Regel brauchbare Niederspannung 240/400 V transformieren.

Speicherte man an jedem Trafo 1 MWh/Tag erhielte man x 5 Tage = 5 MWh x 600.000 = 3 TWh. 1 MWh Überschussspeicherung aus PV am Vormittag 0,4 MWh, am Nachmittag z. B. 70% und Überschussspeicherung aus Wind 100% bei Nacht wären 2,1 MWh…

Dann würden pro Jahr wohl eher 400 MWh oder 600 MWh pro Standort ein- und ausgespeichert…

Warum 5 Tage?

Jegliche Vorausberechnung halte ich für am Ende nutzlos. Klüger wäre es, mit einer Tageskapazität zu beginnen und dann die Speicher regelmäßig jährlich zu vergrößern um die Effekte zu dokumentieren. Schlicht weil es in der realen Umsetzbarkeit sowieso nicht so schnell geht.

Die Annahme das jeder Trafostation ein Speicher zugeordnet wird ist natürlich nur ein Modellhafte Betrachtung.

Bitte beachten: Bei Trafostationen und auch Umspannwerken empfiehlt sich dringend ein gemischtes System aus Redox-Flow für die Kapazität und Li-Ion für die Leistungsbereitstellung sowie der Einsatz von Superkondensatoren.

Ein Speicherverlust von 0,3 TWh bedeutet, dass in einem Jahr in einem Infrastrukturspeicher von 1 MWh nur 5 MWh ein- und ausgespeichert werden (Erzeugungs- und Lastspitzen). Lohnt dafür der Aufwand? Eine Notversorgung könnte auch mit Notstromaggregaten und P2G-Kraftstoff erfolgen.

Damit summiert sich der zusätzliche Energiebedarf durch Stromleitungsverluste, die Speicherverluste für Haushalte, Wirtschaft, Verwaltung, Infrastruktur und der Mobilität sowie durch einen zusätzlichen Energieaufwand für die saisonale Speicherung auf 211 + x TWh und der gesamte deutsche Stromverbrauch nach der Energiewende wird auf 1183 + x TWh geschätzt:

Strom [TWh] Wärme [TWh] Stromleitungen:

49 0

Mobilität:

55 0

Private Haushalte 5

Wirtschaft und Verwaltung: 13

Infrastrukturspeicher: 0,3

saisonale Speicherung: 89

Summe: 211 + x 48

Tab.: Zusätzlicher Bedarf an Strom und Wärme durch Leitungs- und Speicherverluste

3.3. Rohstoffverfügbarkeit für die Wärme- und Stromspeicherung

3.3.1 Rohstoffverfügbarkeit für die Wärmespeicherung

Wie in Kapitel 1.4.1 erläutert wurde können für die Wärmespeicherung je nach Aufgabenstellung unterschiedliche Technologien eingesetzt werden. Hierbei werden industrielle Standardprodukte und -werkstoffe aus den verschiedensten Rohstoffen eingesetzt. Eine Rohstoffknappheit für den Bereich der Wärmespeicherung ist nicht zu erwarten.

3.3.2. Rohstoffverfügbarkeit für die Stromspeicherung

Wie in den Kapiteln oben erläutert wurde, entsteht durch die fast ausschließliche Stromerzeugung mit Sonne und Wind, in allen Verbrauchsbereichen ein hoher Bedarf an Stromspeicherkapazitäten.

3.3.2.1. Stromspeicher im Bereich Mobilität

Mit den Zulassungszahlen des Kraftfahrt-Bundesamtes vom 01. Januar 2016 für PKW, Krafträder, Busse, Nutzfahrzeuge und sonstige KFZ (z.B. Traktoren oder Baumaschinen) bzw. vom 01. Januar 2015 für die verschiedenen LKW-Klassen [3.3.2.1a] kann man das für alltagstaugliche Fahrzeugreichweiten notwendige Fahrzeugspeichergesamtvolumen zu ca. 6,5 TWh abschätzen. [3.3.2.1b] Allerdings kann dies nur eine grobe Schätzung sein, da sich zum Beispiel die Reichweitenerfordernisse durch den Einsatz der Oberleitungstechnologie im Bereich der Busse oder LKWs oder auch die einzelnen Zulassungszahlen in Zukunft deutlich verändern können. Der weltweite Fahrzeugbestand ist mit 1,1 Milliarden Kraftfahrzeugen [3.3.2.1c] ca. zwanzigmal so hoch. Legt man ähnliche Reichweiten der Fahrzeuge wie in Deutschland zu Grunde, bedeutet das einen Speicherbedarf von 130 TWh. Als Fahrzeugbatterien bieten sich aus heutiger Sicht Lithium-Ionen-Akkus aufgrund ihrer vergleichsweise hohen Energiedichte an. Insbesondere auch deswegen, weil Forschungsergebnisse vermuten lassen, dass sich die Speicherkapazitäten durch die Verwendung anderer Anodenwerkstoffe im Akku noch deutlich steigern lassen [3.3.2.1d] Auf der anderen Seite wurden im Jahr 2012 die Lithiumrohstoffreserven – das heißt die Menge an Lithium, die heute technisch und ökonomisch abbaubar ist – auf 13 Millionen Tonnen geschätzt. [3.3.2.1e] Bei einem Anteil von 80g Lithium pro kWh-Speicherkapazität aus [3.3.2.1f] ließen sich Akkus mit einer gesamten Speichermenge von 160 TWh herstellen. Auch wenn die Ressourcen an Lithium, also die Menge des in der Natur vorkommenden Rohstoffes, die – heute oder in Zukunft – gewonnen werden könnten, vom geologischen Dienst der USA im Jahr 2012 auf 34 Millionen Tonnen geschätzt wurden [3.3.2.1e] ist eine Rohstoffknappheit an Lithium zu erwarten. Denn Lithium findet nicht nur in Fahrzeug-Akkus, sondern auch in vielen anderen industriellen Produkten und in der PharmazieAnwendung. [3.3.2.1g]
Allerdings ist die Magnesium-Ionen-Batterie ist bereits auf dem Weg.

Schwer abzuschätzen ist, inwieweit sich zukünftig der Personen- und Güterverkehr auf die Schiene verlagern und die Fahrzeugzahlen sinken werden. Ohne massive politische Einflussnahme zumindest gar nicht. Der Anteil des elektrischen Schienenverkehrs am Energiebedarf im Verkehrssektor ist mit 1,6 Prozent im Jahr 2014 noch sehr gering. [3.3.2.1h] Insbesondere im Bereich der Transporte mit 40-Tonnen-Sattelzügen verbrauchen Bahn und Schiff weniger als die Hälfte der Energie. [3.3.2.1i] Im Gegensatz zu den Fahrzeugspeichern könnten für ortsgebundene Stromspeicher wie zum Beispiel für Stromtankstellen auch andere Batteriespeicher (zum Beispiel Redox-Flow- oder Natrium-Schwefel-Stromspeicher) eingesetzt werden. Für diese ist keine Rohstoffknappheit zu erwarten.

3.3.2.2. Stromspeicher im Bereich Private Haushalte

Es wurde abgeschätzt, dass die privaten Haushalte – im Jahr 2014 waren es 40,2 Millionen [3.3.2.2a] – zukünftig im Jahr etwa 102 TWh Strom verbrauchen werden. Das entspricht einem durchschnittlichen Tagesverbrauch 0,28 TWh. Legt man die Größe eines Haushalts- oder Quartiersspeicher auf einen durchschnittlichen 5-Tages-Verbrauch aus, so berechnet sich die Gesamtspeichermenge auf 1,4 TWh. Aber private Haushalte werden ihre elektrischen Kraftfahrzeuge zumindest teilweise auch mit selbsterzeugten Strom laden wollen. Im Jahr 2014 wurden im motorisierten Individualverkehr 939 Milliarden km zurückgelegt. [3.3.2.2a] Legt man einen durchschnittlichen Verbrauch von 15 kWh pro 100km zu Grunde, so entspricht dies einem Jahresverbrauch 140 TWh bzw. durchschnittlich 0,38 TWh pro Tag. Soll der Haus- oder Quartiersspeicher auch hier einen 5-Tages-Verbrauch abdecken können, so erhöht sich die gesamte Speichergröße um 1,9 TWh auf insgesamt 3,3 TWh. Bei 40,2 Millionen Haushalten wäre das eine Speichergröße von 84 kWh pro Haushalt. Die heute angebotenen Haushaltsstromspeicher sind in aller Regel Stromspeicher mit Lithium-Ionen-Technologie. Im Gegensatz zu Fahrzeugspeichern können aber in privaten Haushalten oder bei Quartiersspeichern auch andere Speichertechnologien wie Redox-Flow-Batterien oder Druckluftspeicher eingesetzt werden. Dies ist auch wahrscheinlich, da die weltweit zurzeit verfügbaren Lithium-Ressourcen begrenzt sind und der Bedarf für Fahrzeugspeicher und andere Akkumulatoren diese vermutlich im Wesentlichen verbrauchen wird (siehe Kapitel 3.3.2.1).

3.3.2.3. Stromspeicher im Bereich Industrie und Verwaltung

Für den Bereich Industrie und Verwaltung wird der zukünftige Jahresstromverbrauch inklusive der Verluste auf 383 TWh geschätzt. Geht man für die Speichergröße auch hier von einem 5-Tagesverbrauch als Zielgröße aus, ergibt sich ein Speichervolumen von ca. 5,6 TWh. Hinzu kommen noch Speicher für das Laden der gewerbsmäßigen Fahrzeug-Flotten und des schienengebundenen Personen- und Güterverkehrs. Der jährliche Verbrauch ergibt sich aus der Differenz des Verbrauchs des Verkehrsbereiches minus dem motorisierten Individualverkehrs zu 159 TWh. der durchschnittliche Tagesverbrauch beträgt dann ca. 0,44 TWh. Legt man als Speicherbedarf einen durchschnittlichen 3-Tagesverbrauch zu Grunde erhöht sich der gesamte Speicherbedarf im Bereich Industrie und Verwaltung um 1,3 auf insgesamt 6,9 TWh. Als Speichertechnologien kommen aus heutiger Sicht auch hier wegen der Ressourcenknappheit von Lithium vor allem Redox-Flow, Druckluft oder NaS-Batteriespeicher in Frage.

3.3.2.4. Stromspeicher im Bereich Infrastruktur

Relation zu den Speichern im Bereich „Private Haushalte“ und „Industrie und Verwaltung“?!

https://de.wikipedia.org/wiki/Transformatorenstation

Infrastrukturspeicher = 3.000 GWh Speicherkapazität
Speicher 600.000 x 1 MWh/Tag x 5 Tage = 5 MWh
Für diese Speicher sind aus heutiger Sicht nicht nur Redox-Flow Systeme geeignet. Im enera-Projekt ist z. B. eine NaS-Batterie mit 3MWh geplant.

Die Entwicklung ist jedoch noch nicht abgeschlossen. Die Energiedichte von Redox-Flow Systemen ist noch zu gering.
Es steht also eine Speicherkapazität von 4.320 GWh elektrisch gespeicherter Energie zur Verfügung. Damit kann die öffentliche Versorgung der Bevölkerung mit Elektroenergie für einen Zeitraum von 5 Tagen abgesichert werden. Gleichzeitig sind diese Speicher großflächig verteilt, also dezentral angeordnet. Diese Tatsache verhindert oder erschwert einen Zusammenbruch der Versorgung mit Elektroenergie.

Technologien: Redox-Flow, NaS-Batterien (z. Zt. auch Lithium-Ionen)

3.3.2.5. Saisonale Stromspeicher

Im Kapitel 3.3.2.4 wurde bereits auf die Technologien für die saisonale Speicherung des in den Monaten April bis September überschüssig erzeugten PV-Stroms eingegangen. Das Gasnetz als Speicher ist bereits in reichlichem Volumen vorhanden und es können auch ausreichend viele Kavernen für die Druckluftspeicherung ausgespült werden. Allerdings muss noch eine erhebliche Kraftwerkskapazität aufgebaut werden. Geht man von einem jährlichen Strombedarf von 1.191 TWh aus, so bedeutet dies einen Tagesverbrauch von ca. 3,3 TWh. Ein kleiner Teil des Stroms kann durch die gesicherte Leistung von Laufwasserkraftwerken oder Gruben- und Deponiegas erzeugt werden. Sind im Extremfall jedoch die in den Kapiteln oben beschriebenen Alltagsstromspeicher leer, so muss von den Generatoren der saisonalen Speicher eine Spitzenleistung von ca. 163 GW zur Verfügung gestellt werden. [3.3.2.5a] Mit Stand vom 10. Mai 2016 weist die Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur bereits heute eine fossile Kraftwerksleistung und damit eine Generatorenleistung von ca. 107 GW aus. Durch eine Erhöhung der Generatorenleistung um ca. 56 GW ist nicht mit einer Rohstoffknappheit zu rechnen.

Literaturverzeichnis und Anmerkungen:

3 Die Welt einer nachhaltigen Energieversorgung

[3a]
Dachintegrierte Photovoltaik – Indach-Anlagen und Solarziegel:

http://www.photovoltaiksolarstrom.de/photovoltaiklexikon/dachintegrierte-photovoltaik
Die Zukunft ist leicht: Organische Solarfolien von Heliatek:

http://www.heliatek.com/de/

[3a]
Die energetische Selbstversorgung einer Wohnsiedlung wird zum Beispiel im Forschungsprojekt „Plusenergiesiedlung Ludmilla-Wohnpark Landshut“ untersucht:

http://www.eneff-stadt.info/de/pilotprojekte/projekt/details/plusenergiesiedlung-ludmilla-wohnpark-landshut/

Dass auch in mehrstöckigen Wohngebäude ein Stromüberschuss erzielt werden kann, demonstriert der für sein nachhaltiges Bauen bekannte Architekt Karl Viridèn an diesem Beispiel:

http://www.tagesanzeiger.ch/zuerich/region/diese-fassade-liefert-mehr-energie-als-die-bewohner-brauchen/story/31316622

[3c]
Fernwärme in der Zukunft: Hamurg Institut: FERNWÄRME 3.0 Strategien für eine zukunftsorientierte Fernwärmepolitik, 19.02.2015

https://www.gruene-bundestag.de/fileadmin/media/gruenebundestag_de/themen_az/energie/150310_HHI-Studie-Fernwaerme.pdf, Seite 7

[3d]
RWE verknüpft Solarstrom mit Elektromobilität:

http://www.energiefirmen.de/news/nachrichten/artikel-31462-rwe-verknuepft-solarstrom-mit-elektromobilitaet

[3e]
Siehe zum Beispiel:
https://de.chargemap.com/points/details/parkhaus-elisenhof
Die passende Ladestation für Parkhaus und Parkplatz:

http://www.europarking.de/Die-passende-Ladestation-fuer-Parkhaus-und-Parkplatz,QUlEPTY2MTAyMSZNSUQ9MzAwMjI.html

[3f]
Zum Beispiel: Kostenlos Ökostrom im KÖWE tanken.

http://www.koewe.de/allgemeine-info/parken/

[3g]
Als Beispiel: A1 Autobahnraststätte Kölliken Nord in Kölliken:

http://www.goingelectric.de/stromtankstellen/Schweiz/Koelliken/A1-Autobahnraststaette-Koelliken-Nord-A1-Autobahnraststaette-Koelliken-Nord/1442/
[3g]
Erklärung Infrastrukturspeicher:

3.1 Wärme und Strom in der Zukunft

[3.1a]
Siehe Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Tab. 6, 7 und 7a; Stand 12.01.2016:

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[3.1b]
Studie „Treibhausgasneutrales Deutschland im Jahr 2050“ des Umweltbundesamtes (2014), Seite 85, Tabelle B-11,

https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/378/publikationen/07_2014_climate_change_dt.pdf

[3.1c]
Umweltbundesamt: „Energieverbrauch nach Energieträgern, Sektoren und Anwendungen“;

http://www.umweltbundesamt.de/daten/energiebereitstellung-verbrauch/energieverbrauch-nach-energietraegern-sektoren

[3.1d]
http://www.fvee.de/fileadmin/publikationen/Themenhefte/th2015/th2015.pdf, Seite 50

[3.1e]
http://www.dlr.de/dlr/desktopdefault.aspx/tabid-10081/151_read-10194/#/gallery/14554

3.2. Verluste der Wärmeleitung und -speicherung

[3.2a]
Fraunhofer ISE: „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland“, Fassung vom 25.12.2015, Seite 72, Abbildung 60

https://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/studien-und-positionspapiere/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland

3.3. Verluste der Stromleitung und -speicherung

3.3.1 Stromleitungsverluste

[3.3.1a]
Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Zahlen und Fakten – Stromaufkommen und -verbrauch

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Strommarkt-der-Zukunft/zahlen-fakten.html

[3.3.1b]

http://suedlink.tennet.eu/technologie/hochspannungs-gleichstrom-uebertragung.html

[3.3.1c]

http://www.iass-potsdam.de/de/content/supraleitung

[3.3.1d]
Die Bundesnetzagentur geht im Entwurf des Szenariorahmen 2030 in Tabelle 9 von Verlusten zwischen 30 -50 TWh in den Jahren 2030/2035 aus. Allerdings wird dabei in den Szenarien laut Tabelle 10 von einem Nettostromverbrauch von 490-523 TWh ausgegangen. Dies wären Übertragungsverluste zwischen 6% und 10%. Dabei unterstellt die Bundesnetzagentur, dass die Netzverluste durch die weitergehende Integration der EE und hohen Transportaufgaben die Netzverluste bis 2030 bzw. 2035 steigen.

http://data.netzausbau.de/2030/Szenariorahmen_2030_Entwurf.pdf

[3.3.1e]
VDE Studie „der Zellulare Ansatz“

https://d2230clyyaue6l.cloudfront.net/wp-content/uploads/VDE_ST_ETG_GANN_web.pdf

[3.3.1f]
„VDE-Studie zeigt, wie Stromnetzausbau reduziert werden kann“

https://www.vde.com/de/verband/pressecenter/pressemeldungen/fach-und-wirtschaftspresse/2015/seiten/38-15.aspx
und
„Zahlen, Daten, Fakten zur Energiewende“, MdB Göppel, Folie 53 und 54

http://www.goeppel.de/fileadmin/template/goeppel/user_upload/Praesentationen/2016/160309_Praesentation_HP_Goeppel_.pdf?PHPSESSID=96fc6e4a316e8bd0047bc14323be0faf

3.3.2 Verluste bei der Stromspeicherung

3.3.2.1 Stromspeicherverluste im Verkehrsbereich

[3.3.2.1a]
Siehe Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Tab. 6a, Stand 05.04.2016:

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[3.3.2.1b]
Fraunhofer ISE: „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland“, Fassung vom 25.12.2015, Seite 72, Abbildung 60

https://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/studien-und-positionspapiere/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland

[3.3.2.1c]
„Verbrauch, Ladeverlust und Wirkungsgrad im E-Auto“

http://e-auto.tv/verbrauch-ladeverlust-und-wirkungsgrad-im-e-auto.html

3.3.2.2 Stromspeicherverluste der privaten Haushalte

[3.3.2.2.a]

https://www.bdew.de/internet.nsf/id/DE_Standartlastprofile und

https://de.wikipedia.org/wiki/Standardlastprofil

[3.3.2.2b]
NEW Netz GmbH 2015:

https://www.new-netz-gmbh.de/downloadcenter/
Beispiel eines täglichen Standardlastprofils in KW eines privaten Haushaltes auf Viertelstundenbasis im Wochentag- und Jahreszeitenvergleich, 2015, Lastprofil H0

https://www.new-netz-gmbh.de/fileadmin/new-netz-gmbh_de/Lastprofil_Haushalt.xls

oder auch Umweltbundesamt, Climate Change 14/2013: „Modellierung einer vollständig auf erneuerbaren Energien basierenden Stromerzeugung im Jahr 2050 in autarken, dezentralen Strukturen“, Seite 8 Abbildung 2

https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/376/publikationen/climate_change_14_2013_modellierung_einer_vollstaendig_auf_erneuerbaren_energien.pdf

[3.3.2.2c]
Siehe das Agorameter zum Beispiel für den 08. und 09.06.2016 mit den historischen deutschen Stromerzeugungsdaten,

https://www.agora-energiewende.de/de/themen/-agothem-/Produkt/produkt/76/Agorameter/

[3.3.2.2d]
NEW Netz GmbH 2015:

https://www.new-netz-gmbh.de/downloadcenter/

Beispiel eines täglichen Standardlastprofils in KW eines privaten Haushaltes auf Viertelstundenbasis im Wochentag- und Jahreszeitenvergleich, 2015, Lastprofil H0

https://www.new-netz-gmbh.de/fileadmin/new-netz-gmbh_de/Lastprofil_Haushalt.xls

[3.3.2.2e]
Fraunhofer ISE: „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland“, Fassung vom 25.12.2015, Seite 72, Abbildung 60

https://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/studien-und-positionspapiere/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland

3.3.2.3 Stromspeicherverluste von Industrie und Verwaltung

[3.3.2.3a]
NEW Netz GmbH 2015:

https://www.new-netz-gmbh.de/downloadcenter/
Beispiel eines täglichen Standardlastprofils in kW für Gewerbe allgemein auf Viertelstundenbasis im Wochentag- und Jahreszeitenvergleich, 2015, Lastprofil G0 –

https://www.new-netz-gmbh.de/fileadmin/new-netz-gmbh_de/Lastprofile_Gewerbe.xls

[3.3.2.3b]
NEW Netz GmbH 2015:

https://www.new-netz-gmbh.de/downloadcenter/
Beispiel eines täglichen Standardlastprofils in kW für Gewerbe 8.00 – 18.00 Uhr auf Viertelstundenbasis im Wochentag- und Jahreszeitenvergleich, 2015, Lastprofil G1

https://www.new-netz-gmbh.de/fileadmin/new-netz-gmbh_de/Lastprofile_Gewerbe.xls
3.3.2.4 Stromspeicherverluste durch die saisonale Speicherung

[3.3.2.4a]
Potsdam-Institut für Klimaforschung: Sonnenscheindauer

https://www.pik-potsdam.de/services/klima-wetter-potsdam/klimazeitreihen/sonnenscheindauer

[3.3.2.4b]
Aus dem IWR-Windertragsindex Küstengebiete 2010-2014 und IWR-Windertragsindex Binnenland 2010-2014 als prozentuale Veränderung gegenüber dem monatlichen Jahresdurchschnitt berechnet:

http://www.iwr.de/wind/wind/windindex/index15_5jahre.htm

[3.3.2.4c]
Fraunhofer ISE: Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland Fassung vom 22.4.2016, Seite 38

https://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/veroeffentlichungen-pdf-dateien/studien-und-konzeptpapiere/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland.pdf
(aus Bruno Burger, Stromerzeugung aus Solar- und Windenergie im Jahr 2014,

http://www.ise.fraunhofer.de/de/daten-zu-erneuerbaren-energien
Studie des Fraunhofer-Instituts für Solare Energiesysteme ISE)

[3.3.2.4d]
Berechnet mit folgenden Volllaststundenzahlen:
Photovoltaik. 940 siehe

https://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/veroeffentlichungen-pdf-dateien/studien-und-konzeptpapiere/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland.pdf

Seite 44 onshore Windkraftanlagen: 1600 siehe

http://windmonitor.iwes.fraunhofer.de/windmonitor_de/3_Onshore/5_betriebsergebnisse/1_volllaststunden/
offshore Windkraftanlagen: 3900 siehe

https://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/offshore-windenergie,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf

[3.3.2.4e]
Bundesverband der Deutschen Energie- und Wasserwirtschaft: Monatliche Stromerzeugung in Deutschland 2015

https://www.bdew.de/internet.nsf/id/815BDDFE265716ACC1257F020058C4BD/$file/Stromerzeugung%20insgesamt%20monatlicher%20Vergleich%202014_2015%20online_o_monatlich_Ki_20042016.pdf

Die Monatswerte wurden auf einen Stromverbrauch von 1285 TWh linear hochgerechnet.

[3.3.2.4f]
https://www.wbu.de/pdf/positionen/2014-07-Wirtschaftsbeirat-Zahlen-Fakten-Strom-2014.PDF; Seite 23
Zur Druckluftkavernenspeicherung siehe das ADELE-Projekt von RWE:

http://www.dlr.de/Portaldata/1/Resources/standorte/stuttgart/Broschuere_ADELE_1_.pdf
Umweltbundesamt: „Integration von Power to Gas/Power to Liquid in den laufenden Transformationsprozess“, März 2016, Abbildung 4, Seite 14

http://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/376/publikationen/integration_von_power_to_gaspower_to_liquid_in_den_laufenden_transformationsprozess_web_0.pdf
oder auch ein Wirkungsgrad von 70 Prozent in Fraunhofer ISE: „Aktuelle Fakten zur Photovoltaik in Deutschland“, Fassung vom 25.12.2015, Seite 72, Abbildung 60

https://www.ise.fraunhofer.de/de/veroeffentlichungen/studien-und-positionspapiere/aktuelle-fakten-zur-photovoltaik-in-deutschland

[3.3.2.4g]
Pressemitteilung der Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe (BGR) vom 25.04.2016:

https://www.bgr.bund.de/DE/Gemeinsames/Oeffentlichkeitsarbeit/Pressemitteilungen/BGR/bgr-2016-04-25_salzstrukturen_speicher_erneuerbare-energien.html

Energiespeicher – Forschungsinitiative der Bundesregierung: „Potenzial von Kavernen vorhersagen“:

http://forschung-energiespeicher.info/wind-zu-wasserstoff/projektliste/projekt-einzelansicht/74/Potenzial_von_Kavernen_vorhersagen/
Die Ergebnisse des Forschungsprojektes „InSpEE“ können im Geoviewer der BGR unter folgenden Links abgerufen werden:

https://geoviewer.bgr.de/mapapps/resources/apps/geoviewer/index.html?lang=de&tab=geologie&layers=geologie_inspee_salzstrukturen

[3.3.2.4h]
„Verbesserte Integration großer Windstrommengen durch Zwischenspeicherung mittels CAES“ – Wissenschaftliche Studie gefördert durch das Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit, 02. Februar 2007, Seite 26

http://www.bine.info/fileadmin/content/Publikationen/Projekt-Infos/Zusatzinfos/2007-05_Abschlussbericht.pdf
[3.3.2.4i]
Gutachten des „Runden Tisches Energiewende Niedersachsen“: „Szenarien zur Energieversorgung in Niedersachsen im Jahr 2050“, April 2016-04-25

http://www.umwelt.niedersachsen.de/download/106468

Bundesanstalt für Geowissenschaften und Rohstoffe – Salzkavernen:

https://www.bgr.bund.de/DE/Themen/Endlagerung/Geotech_Sicherheit/Salzkavernen/salzkavernen_inhalt.html

3.3.2.5 Stromspeicherverluste der Infrastrukturspeichern

3.3. Rohstoffverfügbarkeit für die Wärme- und Stromspeicherung

3.3.1. Rohstoffverfügbarkeit für die Wärmespeicherung

3.3.2. Rohstoffverfügbarkeit für die Stromspeicherung

3.3.2.1 Stromspeicherbedarf im Bereich Mobilität

[3.3.2.1a]
Statistik des Kraftfahrt-Bundesamtes:

http://www.kba.de/DE/Statistik/Fahrzeuge/Bestand/Groessenklassen/2015_b_groessenklassen_lkw_dusl.html?nn=662728

[3.3.2.1b]

Die Berechnung erfolgte nach den in der folgenden Tabelle zusammengefassten Annahmen und Literaturzahlen:

Anzahl [Mio.] PKW 45,1
Reichweite [km] 600
Verbrauch [kWh/100km] 15 (*)
Speichergröße [kWh] 90
Gesamtspeicher [TWh] 4,06 (*)

http://www.kba.de/DE/Statistik/Fahrzeuge/Bestand/Groessenklassen/2015_b_groessenklassen_lkw_dusl.html?nn=662728

LKW (Zulassungszahlen 01.01.2015):
bis 3,5t: 2,176 600 30 (*) 180 0,39
(*)
http://www.dlr.de/Portaldata/1/Resources/portal_news/newsarchiv2010_3/Shell_Lkw_Studie_FIN_17042010.pdf, Seite 24

3,5t bis 7,5: 0,249 500 45 (geschätzt) 225 0,06
7,5t bis 12t: 0,08 500 63 (geschätzt) 315 0,03
12t bis 20t: 0,073 300 88 (*) 264 0,02 (*)

http://www.logistra.de/news-nachrichten/nfz-fuhrpark-lagerlogistik-intralogistik/6626/maerkte-amp-trends/elektro-lkw-bei-meyer-logistik-der-neun-liter-

über 20t: 0,123 500 120 (geschätzt nach *) 600 0,07
(*)

https://www.max-boegl.de/informationen/pressemeldungen-ueber-max-boegl/600-01-09-2015-lastauto-omnibus-schwerlast-zugmaschinen-in-zwei-leistungsklassen/file.html

und Verband der Automobilindustrie: „Das Nutzfahrzeug – umweltfreundlich und effizient“

https://www.vda.de/dam/vda/publications/Das%20Nutzfahrzeug/1221663368_de_234327962.pdf, Seite 8

(Zulassungszahlen 01.01.2016):
Zugmaschinen: 2,141 600 130 (geschätzt) 780 1,67
Busse: 0,078 300 120 (*) 360 0,03
(*) http://www.proterra.com/product-tech/product-portfolio/#terravolt
Krafträder: 4,228 200 13 (*) 26 0,11
(*) http://www.zeromotorcycles.com/de/zero-s-specs; ZERO S zf13.0
sonstige KFZ: 0,228 200 120 (*) 240 0,05
Summe: 6,49

[3.3.2.1c]
http://de.statista.com/statistik/daten/studie/244999/umfrage/weltweiter-pkw-und-nutzfahrzeugbestand/
[3.3.2.1d]
http://www.pcwelt.de/news/Durchbruch-Lithium-Ionen-Akku-mit-zehnfacher-Laufzeit-entwickelt-134039.html
https://www.akku.net/magazin/lithium-ionen-akku-zehn-spannende-fakten-zur-herstellung-des-energiespeichers/

[3.3.2.1e]
http://www.quetzal-leipzig.de/lateinamerika/bolivien/interview-mit-robert-sieland-lithium-salar-de-uyuni-bolivien-t1-19093.html
[3.3.2.1f]
https://de.wikipedia.org/wiki/Lithium-Ionen-Akkumulator
[3.3.2.1g]
http://de.statista.com/statistik/daten/studie/159921/umfrage/verwendungszwecke-von-lithium-auf-dem-weltmarkt/,

2016 oder Karlsruher Institut für Technologie:
Die Problematik der Rohstoffverfügbarkeit am Beispiel von Lithium
von Saskia Ziemann, Marcel Weil und Liselotte Schebek, ITAS, Dezember 2010

https://www.tatup-journal.de/tatup103_ziua10a.php

[3.3.2.1h]
[Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Tabelle 6a, Stand 05.04.2016:

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html]

[3.3.2.1i]
Umweltbundesamt:

http://www.umweltbundesamt.de/themen/verkehr-laerm/emissionsstandards/binnenschiffe

http://www.value-analyse.de/service/value-news/lithium-das-weisse-gold-der-anden.html

3.3.2.3 Stromspeicher im Bereich Private Haushalte

[3.3.2.2a]
[Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Tabelle 1, Stand 05.04.2016:

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html]

3.3.2.4. Stromspeicher im Bereich Infrastruktur

3.3.2.5. Saisonale Stromspeicher

[3.3.2.5a]
Die Abschätzung:
Zurzeit beträgt die jährliche Bruttostromerzeugung in Deutschland ca. 600 TWh. Die Spitzenlast betrug im Jahr 2015 82,735 GW (Siehe das Agorameter für den 12.01.2015,

https://www.agora-energiewende.de/de/themen/-agothem-/Produkt/produkt/76/Agorameter/)
Die jährliche Stromerzeugung bei einer nachhaltigen Energieversorgung wurde zu 1191 TWh abgeschätzt. Damit kann in Zukunft von einer jährlichen Spitzenlast von ca. 163 GW ausgegangen werden.

[3.3.2.5b]
http://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/kraftwerksliste-node.html
und
http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Erzeugungskapazitaeten/Kraftwerksliste/Kraftwerksliste_2015.xlsx;jsessionid=4E11D160148D3CF2E1C7EEAAABA43EDD?__blob=publicationFile&v=5

Alle Wasserkraftanlagen in Deutschland haben eine installierte Leistung von 4100 MW. Etwa 2500 MW entfallen dabei auf Pumpspeicherwerke und nur 1632 MW auf Laufwasserkraftwerke. Nennenswert ist noch die Erzeugung von Elektroenergie aus Grubengas. In Deutschland – Sommer 2015 – existieren 820 Einzelanlagen mit einer Gesamtleistung von 625 MW. Es steht also eine installierte Leistung von 2,257 GW zur Verfügung. Da auch die Erzeugung Strom aus Laufwasserkraftwerken schwankt wird eine gesicherte Leistung von 1.8 GW, 80 %, zugrunde gelegt. Dazu kommen noch gesicherte Leistungen aus Biogas, Biomasse und KWK Anlagen von 12 GW. Die Spitzenlast in Deutschland beträgt bis zu 82 GW.

 

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Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 2

1. Energieversorgung in Germanien

Beginnen wir den Weg zu einer nachhaltigen Energieversorgung mit einer Bestandsaufnahme. Wie wird der heutige Energiebedarf gedeckt und die Energieversorgung sichergestellt? Drei Bereiche sind dabei zu betrachten: Die Versorgung mit Wärme, die Versorgung mit Strom und die Bereitstellung von Energie für den Transport von Personen und Gütern.

Bis heute wird die Energieversorgung in Deutschland fast vollständig mit fossilen Energieträgern sichergestellt: Nukleare Brennstoffe, Stein- und Braunkohle, Erdgas und Mineralöl werden gleichermaßen für die Strom- und die industrielle Wärmeerzeugung eingesetzt. Mit Erdgas und Heizöl wird geheizt. Personenkraftwagen, Busse und Lastkraftwagen fahren mit Diesel und Benzin. Als Industrienation und einer der größten Energienutzer der Welt importierte Deutschland 2014 den Hauptteil der benötigten Energierohstoffe: 98% des Erdöls, 87% des Erdgases, etwa 87% der Steinkohle und 100% des verbratenen Urans werden importiert. [1a] Die Importkosten für diese Rohstoffe liegen jährlich in der Größenordnung von 100 Milliarden €. [1b]

Für moderne Industriegesellschaften hatte die Energieversorgung bislang stets existenzielle Bedeutung. Sie war stets Teil der sogenannten „öffentlichen Daseinsvorsorge“. Der Begriff „öffentliche Daseinsvorsorge“ ist ein unbestimmter Rechtsbegriff. [1f] Das heißt, es wird in Gesetzen [1c,1d,1e] und Verordnungen darauf Bezug genommen, obwohl der Begriff nicht näher definiert wird. Gemeint ist die Sicherstellung einer grundlegenden Versorgung der Bevölkerung mit wesentlichen Gütern und Dienstleistungen durch aktive Gestaltung vermittels Politik. Die Energieversorgung dient uns als existenzielle Lebensgrundlage, unabhängig davon, dass Energie auch ein Wirtschaftsgut ist.

Was sich allerdings als „demokratische“ Errungenschaft geändert hat: Energie als Wirtschaftsgut wurde privatisiert, dereguliert und einem mehr und mehr rein betriebswirtschaftlich ausgerichteten “Wettbewerb“ zugeführt. Wie aber z. B. ein Produkt, wie Strom, dessen Endverbraucherpreis sich zu 90% aus politisch festgelegten Teilbeträgen, die alle einem bestimmten Zweck dienen, aber nicht an Märkten ausgehandelt werden, sondern in klandestinen Prozessen so genannter Stakeholder, einer Preisbildung am „Markt“ unterliegen soll, bleibt ein Rätsel. Vor allem, wenn ehemalige Monopolisten ihre nach wie vor bestehenden Pfründe nutzen, um bereits im Teilbereich Stromhandel echte Konkurrenz strategisch clever auszuschalten.

Zudem ist nicht einzusehen, warum der gesetzlich verpflichtende Tarif „Grundversorgung“ nahezu ausschließlich der teuerste ist, wo doch gerade Menschen in prekärer Situation meist keine andere Wahl haben.

1.1 Energiebedarf in Deutschland

Energie kann man nicht verbrauchen, Energieträger sehr wohl. Der Sprachgebrauch formt das Denken!

Der Primärenergiebedarf gibt den gesamten Verbrauch an Energieträgern an, die als Kraftstoffe oder zur Strom- und Wärmeerzeugung oder für die Mobilität eingesetzt werden. Er wurde in Deutschland im Jahr 2015 zu 87 Prozent mit fossilen Brennstoffen gedeckt: 34 Prozent durch Mineralöl, 24 Prozent durch Braun- und Steinkohle, 21 Prozent entfielen auf Erdgas und 8 Prozent auf die Kernenergie. Aber nur knapp 13% der Primärenergie wurde mit erneuerbare Energien erzeugt. [1.1a] Im Vergleich der europäischen OECD-Länder war Deutschland im Jahr 2014 damit, im Gegensatz zu den Beteuerungen unserer Politiker, nur unterdurchschnittlich:

Tabelle: Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch im Jahr 2014 in Prozent
(EUROPA OECD-Länder: 12,6 )

– Island 89,3
– Norwegen 43,5
– Schweden 34,4
– Österreich 30,8
– Finnland 29,6
– Dänemark 27,8
– Schweiz 21,2
– Italien 17,8
– Spanien 14,8
– Deutschland 11,1
– Griechenland 10,9
– Türkei 9,3
– Frankreich 8,6
– Belgien 6,6
– Großbritannien 6,4
– Niederlande 4,6

Fairerweise muss man einräumen, dass die Voraussetzungen für die Nutzung Erneuerbarer Energien für Island (Geothermie), Schweden, Norwegen, Finnland, Österreich und die Schweiz (Wasserkraft) günstiger sind als für Deutschland. Für Dänemark und Italien gilt dies jedoch nicht. Das ändert aber nichts daran, dass Sigmar Gabriel und sein Hofstaat in Hörigkeit zum Koalitionspartner und einiger Wirtschaftsverbände nur die halbe Wahrheit erzählt haben, um sich besser darzustellen. Manche würden sagen: Glatte Lügen. Seine vorübergehende Nachfolgerin übt sich angesichts der bevorstehenden Bundestagswahl 2017 in Zurückhaltung.

Für den weltweiten Vergleich liegen zurzeit nur die Daten aus dem Jahr 2013 vor. In diesem Jahr lag Deutschland mit einem Anteil von 10,5 Prozent sogar unter dem Weltdurchschnitt von 13, 5 Prozent. [1.1b]

Von einer deutschen Vorreiterrolle bei der Energiewende kann also nicht die Rede sein!

1.2 Lagerung der fossilen Energieträger

Fossile Brennstoffe werden dabei in großem Umfang für die Sicherstellung der Energieversorgung gelagert. Der Erdölbevorratungsverband [EBV] hat die gesetzliche Aufgabe, jederzeit Erdöl und Erdölerzeugnisse in der Menge zu lagern, die in den letzten drei Jahren durchschnittlich innerhalb von 90 Tagen nach Deutschland eingeführt wurden. Mit diesen so genannten strategischen Ölvorräten könnte also ein vollständiger Ausfall aller Mineralölimporte für 90 Tage ausgeglichen werden. [1.2a] Die Bestände des EBV umfassen neben Rohöl Ottokraftstoff, Dieselkraftstoff auch leichtes Heizöl und Flugturbinenkraftstoff. Die Vorräte sind dabei so über das Gebiet der Bundesrepublik verteilt, dass in jeder von fünf definierten Versorgungsregionen sofort verfügbare Bestände mit einer Mindestreichweite von 15 Tagen vorhanden sind. [1.2b] Dabei werden in oberirdischen Tanks vor allem Mineralölprodukte bevorratet, während in unterirdischen Kavernen hauptsächlich Rohöle gelagert werden. Kavernen sind künstlich geschaffene Hohlräume in Salzstöcken, die in der Regel einige hunderttausend Kubikmeter groß sind. Zurzeit werden vom EBV ca. 24 Mio. t Erdöl und Erdölerzeugnisse bevorratet. [1.2c] Im Unterschied zu Erdöl gibt es für Erdgas keine EU-weite Pflichtbevorratung. [1.2d] Nach Aussage des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. hat die deutsche Gaswirtschaft in privatwirtschaftlicher Initiative aber die viertgrößten Erdgas-Speicherkapazitäten der Welt aufgebaut. In 51 Speicheranlagen kann mit etwa 24 Milliarden Kubikmeter rund ein Viertel des jährlichen Gasbedarfs eingespeichert werden (Stand 2014). [1.2e] Die Industrie garantiert über ihre Selbstverpflichtung derzeit eine ausreichende Gasspeicherung für 30 Tage, ist dazu allerdings nicht gesetzlich verpflichtet. [1.2f]

Braunkohle ist der wichtigste einheimische fossile Energieträger, der in
ausreichender Menge vorhanden ist und im Tagebau gefördert werden kann. Die Vorräte in genehmigten und erschlossenen Tagebauen betragen rund fünf Milliarden Tonnen. Das entspricht der 28-fachen Förderung im Jahr 2014. [1.2g] Die Steinkohle wird bedarfsgerecht auf Kohlehalden vorgehalten. Der deutsche Steinkohlenbergbau befindet sich bereits seit Jahrzehnten in einem Umstrukturierungsprozess und die Versorgung des deutschen Marktes mit Steinkohle und Steinkohleprodukten (56,2 Mio. t in 2014) wird inzwischen zu mehr als 87% durch Importe gesichert. Hauptverbraucher sind in Deutschland die Kraftwerke und die Stahlindustrie. Im Jahre 2014 entfielen auf die Kraftwerke 78% des Gesamtverbrauchs an Steinkohle, auf die Stahlindustrie 20%, auf das sonstige produzierende Gewerbe, auf den Hausbrand und Kleinverbraucher etwa 2%. [1.2h]

Zur Sicherung der Energieversorgung mit fossilen Energieträgern gibt es also umfangreiche Lagerkapazitäten in Deutschland. [1.2i]

1.3 Energieverteilung

Für die Verteilung von Energieträgern an die Verbraucher stehen in Deutschland verschiedene Versorgungsnetze zur Verfügung:

In einem flächendeckenden Gasnetz mit einer Länge von ca. 524.000 km wird Gas über drei Druckebenen zur Wärme oder Stromerzeugung verteilt. [1.3a] Die 51 deutschen Untertage-Gasspeicher an 40 Standorten können dabei fast 25 Mrd. m³ „Arbeitsgas“ aufnehmen. Das ist der Teil des gespeicherten Gases, der nicht als Druckpolster benötigt wird, sondern für den Verbrauch zur Verfügung steht. Das entspricht fast 30% der in Deutschland im Jahr 2014 verbrauchten Erdgasmenge von 590 TWh. [1.3b, 1.3c]

Bei der Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen wird immer auch Wärme freigesetzt, die zur Heizung und Warmwasserversorgung von Wohngebäuden und in Industriebetrieben genutzt werden kann. [1.3d]. Auch Heizkraftwerke oder andere Industrieanlagen erzeugen nutzbare Wärme. Sie wird in Form von Wasser oder Wasserdampf in Fernwärmeleitungen in einem etwa 20.000 km langen Netz transportiert. [1.3e] Insgesamt wurde im Jahr 2014 in Deutschland Fernwärme mit einer Energie von 116 TWh genutzt. [1.3c]

Das im Verkehr (680 TWh im Jahr 2014) und für die Raumwärme genutzte Mineralöl (197 TWh im Jahr 2014) [1.3c] wird über ein ca. 3.500 km langes System von Rohöl- und -Produktleitungen, Straßentransporte und 14.531 Tankstellen zu den Verbrauchern gebracht. [1.2f]

Das längste Versorgungsnetz in Deutschland ist das Stromnetz mit einer Länge von mehr als 1,8 Millionen Kilometern im Jahr 2013. Dabei wird der Strom über verschiedene Spannungsebenen flächendeckend von großen Kraftwerken zum industriellen oder privaten Verbraucher verteilt. Auf die Niederspannungsebene (NS) entfallen ungefähr 1,17 Millionen Kilometer: Gemeint ist das bekannte Netz der dreiphasigen Gebäudeversorgung mit 400 Volt Normspannung über drei Phasen bzw. 230 Volt je Phase.

Hierüber werden vor allem Haushalte, kleinere Gewerbebetriebe und die Landwirtschaft lokal mit Strom versorgt. Regionale Verteilnetze der Mittelspannungsebene (MS, 10 KV – KiloVolt – bis 30 KV) haben eine Länge von 514.000 km und die Leitungen der Hochspannungsebene (HS, 110 KV) sind 79.700 km lang. Kunden sind hier insbesondere lokale Stromversorger, Industrie sowie größere Gewerbebetriebe. Die überregionalen Höchstspannungsnetze (HöS, 220 KV, 380 KV), die sogenannten „Stromautobahnen“, sind in Deutschland etwa 35.200 km lang. Netznutzer in diesem, dem Großhandelsbereich, sind regionale Stromversorger und sehr große Industriebetriebe. Diese Höchstspannungsleitungen verbinden Deutschland auch mit dem umgebenden Ausland und ermöglichen so den Strom Ex- und Import. [1.3g]

1.4 Struktur des Energiebedarfs

Der Primärenergiebedarf ist lediglich eine Kennzahl. Sie drückt den gesamten Einsatz von Energieträgern, die als Kraftstoffe oder zur Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt werden, in gewichteter Form bezogen auf Ihren energetischen Beschaffungs- und Bereitstellungsaufwand aus. [1.4a] Die Umwandlung in Kraftwerken oder Raffinerien erfolgt teilweise mit großen Verlusten. Im Jahr 2014 wurden in Deutschland Energieträger (zum größten Teil Erdöl, Kohle, Gas, Kernbrennstoffe) mit einer Energie von insgesamt 3.651 Terawattstunden (TWh) eingesetzt. Für private und industrielle Kunden nutzbar war jedoch nur die sogenannte „Endenergie“ von 2.404 TWh; ein gigantischer Verlust von 1.247 TWh. [1.4b] Es kommen nur ungefähr 66% der Energie beim Endnutzer an, der Rest entweicht als nicht genutzte Wärme in die Atmosphäre und heizt diese zusätzlich auf. Eine Terawattstunde sind 1 Milliarde Kilowattstunden (kWh), das entspricht etwa dem jährlichen Stromverbrauch von 300.000 deutschen Privathaushalten. [siehe 1d]

Der größte Bedarf an Endenergie entstand im Jahr 2014 im Verkehrsbereich mit 30,4 Prozent. Etwas geringer war der Bedarf in der Industrie mit 29 Prozent und in den privaten Haushalten mit 25,6 Prozent. Gewerbe, Handel und Dienstleistungen haben 15 Prozent der Endenergie bezogen. [1.4c] Dabei wurde die Energie in Form von Wärme, Strom oder als Kraftstoff für den Transport von Personen und Gütern verwendet / genutzt.

1.4.1 Wärmeverbrauch und -speicherung

Etwas mehr als die Hälfte der Endenergie wurde in Deutschland im Jahr 2014 für die Erzeugung und Bereitstellung von Wärme eingesetzt. Für die Raumwärme, das Warmwasser, zum Kochen und für die verschiedensten Prozesse in der Wirtschaft wird Wärme benötigt. Diese Wärme wurde zu 45% mit Gas, 16% mit Öl, 9% mit Kohle und ebenfalls 9% durch erneuerbare Energien erzeugt. [1.4.1a]

Nach wie vor sind Erdgasheizungen die am häufigsten installierte Heizungstechnologie in Deutschland. Im vergangenen Jahr wurde in knapp jeder zweiten neuen Wohnung ein Erdgaskessel installiert, in rund jeder fünften eine Wärmepumpe. [1.4.1b] Wärmepumpen haben zwei Kreisläufe (Aufnahme und Abgabe), nehmen über ein Kältemittel Wärmeenergie aus der Umgebungsluft oder aus einer Ressource im Erdreich (Grundwasser, Speicherwasser, Eis, Erdreich) auf. Das Kältemittel wird zum Verdampfen gebracht, dann in einem Verdichter komprimiert, wodurch es sich stark erhitzt und damit als nutzbare Heizwärme abgegeben werden kann. Wärmepumpen zur Raumheizung und für die Warmwasserbereitung haben sich längst zu einer ebenso zuverlässigen wie umweltfreundlichen Heizungsvariante entwickelt. [1.4.1c] In Schweden werden inzwischen über 90% der Neubauten mit Wärmepumpen ausgestattet. [1.4.1d] Insgesamt wurden bis zum Ende des Jahres 2015 905.000 Wärmepumpenanlagen in Deutschland installiert. [1.4.1e] Die Wärme der obersten Erdschicht kann man z. B. mit einem Wasser- Glykol-Gemisch durchflossenen Schläuchen nutzen. Sie werden mäandrierend in 1 m – 1,5 m Tiefe vergraben, haben jedoch gegenüber den senkrecht bis zu 100m Tiefe versenkten Erdwärmesonden den Nachteil eines hohen Flächenbedarfs. [1.4.1f] Die Nutzung von bis zu einigen Kilometern tiefen Wärmereservoirs spielt in Deutschland bisher als Wärmequelle keine Rolle. Wärmepumpen können besonders effizient auch in Verbindung mit Latentspeichern, welche die Kristallisationswärme nutzen – den sogenannten „Eisspeichern“ – eingesetzt werden. [1.4.1g] Weniger als ein Prozent der mit erneuerbaren Energien in 2015 erzeugten Wärme wurden durch Tiefengeothermieanlagen bereitgestellt. [1.4.1h] Tiefengeothermie ist allerdings eine weitere Technologie für Gläubige und Anhänger großer zentraler Leistungskonzentration, da sie ohne massive Subventionen niemals wettbewerbsfähig ist.

Mit 21,5% noch etwas höher liegt der Anteil der neuen Wohnungen mit Fernwärme. [1.4.1b] Sie entsteht oft und sinnvoll bei der gemeinsamen Erzeugung von Strom und Wärme und wird mittels Heißwasser über ein Rohrleitungssystem zum Verbraucher transportiert. Die Übergabe der Wärme erfolgt in der Hausübergabestation. Das ausgekühlte Wasser wird dann aus dem jeweiligen Gebäude an das Netz zurückgegeben. [1.4.1i]

In rund 6% der Neubauten wurden Holz und Holzpellets als erste Quellen für Heizenergie genutzt. Kaum mehr von Bedeutung sind hingegen Ölheizungen: Ihr Anteil bei den neuerrichteten Wohnungen lag 2014 bei nur noch 0,7 Prozent. Leider fördert der Freistaat Bayern seit Anfang 2016 wieder den Einbau neuer Ölkessel (Neubau und Ersatz). Betrachtet man alle bestehenden Wohnungen, lag der Anteil der Fernwärme 2014 insgesamt bei 13,5 Prozent, der der Wärmepumpen trotz des Booms in den letzten Jahren bei nur 1,5 Prozent. Die Heizungstechnologien im Wohnungsbestand verändern sich aber nicht nur durch Neubauten, sondern natürlich auch durch Modernisierungen: Immerhin sind die Heizkessel in Deutschland im Durchschnitt 17,6 Jahre alt. [1.4.1b]

Auch thermische Solarkollektoren werden als erneuerbare Energiequelle für die Warmwasserbereitstellung in Pufferspeichern oder auch zur saisonalen Wärmespeicherung (siehe unten) zunehmend genutzt. Sie setzen die auftreffende Sonnenstrahlung in nutzbare Wärme um und bestehen z. B. aus einer Absorberfläche, einem wärmedämmenden Gehäuse und einem Wärmeträgermedium. Die Sonnenstrahlung trifft auf die dunkle Beschichtung und wird dort – ähnlich wie bei einem dunklen Autodach – absorbiert und bedingt durch die hohen entstehenden Temperaturen als Wärme an das Heizsystem abgegeben. Auf der Rückseite der Absorberflächen sind Rohrschlangen angebracht, in denen ein Wasser-Glykol-Gemisch zirkuliert, welches die Wärme abführt (Flachkollektoren). [1.4.1j] Mit Vakuumröhrenkollektoren lassen sich Flüssigkeitstemperaturen bis zu 350 Grad Celsius erreichen [1.4.1k] [alternativ: Schaubild ?!] Insbesondere als Freiflächenanlagen mit hoher Wärmeleistung können sie auch zur Fernwärmeerzeugung genutzt werden. In Senftenberg in Brandenburg entsteht zurZeit auf einer Fläche von zwei Hektar eine Freiflächenröhrenkollektoranlage mit einer geplanten Leistung von etwa 4 GWh pro Jahr zur Fernwärmeversorgung der Stadt. [1.4.1.l] Mit Solarkollektoren kann man max. 40% der eingestrahlten Sonnenleistung tatsächlich nutzen und es wurden bis Ende 2015 in Deutschland insgesamt 2,15 Millionen Solarwärme-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 13,4 GW installiert [1.4.1m] Der Anteil an der Wärmelieferung durch erneuerbare Energien betrug im Jahr 2015 5%. [1.4.1h]. Die Technologie ist allerdings leider – im Gegensatz zu Photovoltaik – unter den gegebenen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen nach wie vor unwirtschaftlich und kann nur über Subventionen und guten Willen betrieben werden.

Neben der Raumwärme und Warmwasser wird insbesondere in der Industrie auch Wärme für technische Prozesse benötigt. Diese sogenannte Prozesswärme dient zum Beispiel zum Trocknen, Schmieden oder Schmelzen. Bei etwa einem Drittel des Wärmebedarfs liegt die erforderliche Temperatur unter 100 Grad Celsius. [1.4.1n] Der Anteil der Prozesswärme am Energiebedarf der Industrie betrug 2014 durchschnittlich 64%. Sie wurde zu drei Vierteln mit den fossilen Brennstoffen Gas, Kohle und Öl und nur zu einem Viertel mit Fernwärme, Strom oder Erneuerbare Energien bereitgestellt. Im Haushalt wird die „Prozesswärme“ zum Beispiel für das Kochen, Waschen, Putzen oder zum Trocknen verwendet. Ihr Anteil war mit 6% am Energieverbrauch vergleichsweise gering. Auch der Bereich „Gewerbe, Handel und Dienstleistungen“ nutzt nur 8% der Energie als Prozesswärme. [1.4.1.a]

Bei der Speicherung der Wärme unterscheidet man zwischen Pufferspeichern und saisonalen Speichern. Ein Pufferspeicher ist in der Regel ein gut gedämmter, mit Wasser gefüllter Stahl-, Beton- oder GFK-Behälter, in dem System kurzfristig auftretende Wärmemengen oder Wärmeleistungen stunden- oder tagesweise gespeichert werden. In Verbindung mit Wärmepumpen kommen auch die sogenannten „Eisspeicher“ als Puffer oder Latentwärmespeicher zum Einsatz. Dieses Konzept ist um ein vielfaches effizienter, aber auch spürbar teurer in der Anschaffung. Latentwärmespeicher nutzen die freiwerdende Energie bei den Zustandsänderungen eines Speichermediums. Das dabei am häufigsten genutzte Prinzip ist die Ausnutzung des Übergangs fest-flüssig und umgekehrt zum Beispiel beim Gefrieren und Schmelzen von Wasser. [1.4.1o]

Ein saisonaler Wärmespeicher speichert Wärme über eine „Saison“. Solarwärme im Sommer wird gesammelt und bis zur Heizperiode im Winter gespeichert. Ebenso kann aber auch die Winterkälte bis zum Sommer gespeichert werden, um an heißen Sommertagen z.B. Gebäude zu kühlen. [1.4.1p] Saisonale Wärmespeicher verwenden je nach Bauart entweder Wasser, eine Kies-Wasser- bzw. Erdreich-Wasser-Mischung oder direkt den Untergrund, um Wärme saisonal zu speichern. Das z.B. von Solarkollektoren erwärmte Wasser strömt direkt oder über Rohrschlangen in das Speichermedium und erwärmt den Speicher, sofern dessen Temperatur kälter ist als zugeführte erwärmte Wasser. Bei Wärmebedarf gibt das Speichermedium wiederum die Wärme an kälteres, durch den Speicher strömendes Wasser ab, bis der Speicher nur noch 3 bis 5 °C wärmer ist als das zu erwärmende Wasser. [1.4.1q]

Saisonale Wärmespeicher können in unterschiedlicher Form realisiert werden. „Erdbecken-Wärmespeicher bestehen aus einem großen, abgeschlossenen und (teil-) gedämmten Erdbecken, das mit verschiedenen Speichermedien gefüllt sein kann. Mittels Brunnen oder Rohrleitungen wird Wärme in den Speicher direkt oder indirekt eingespeist und bei Bedarf wieder entnommen. In der nordrhein-westfälischen Stadt Steinfurt deckt seit 1998 eine Wohnsiedlung 36% des jährlichen Wärmebedarfs über einen Kies-Wasser-Erdbeckenwärmespeicher mit einem Speichervolumen von 1500m3. Die Speicherwärme wird durch Solarthermiemodule auf den Dächern der Wohnhäuser erzeugt. [1.4.1r] Seit dem Jahr 2008 sind in Eggenstein-Leopoldshafen (Baden-Württemberg) ein Schul- und Sportzentrum sowie die örtliche Feuerwehr an ein zentrales, solar unterstütztes Nahwärmenetz angeschlossen. Mit 1.600 m² Kollektorfläche wird ein Kies-Wasser-Wärmespeicher aufgewärmt und die Wärme über eine Wärmepumpe auf Temperaturen bis unter 20 °C entnommen [1.4.1s].

Erdsonden-Wärmespeicher nutzen das Gestein im Untergrund zur Wärmespeicherung. In vertikal oder schräg verlaufende Bohrungen werden wasserdurchflossene Erdwärmesonden bis zu 100 m tief ins Erdreich eingegossen. Durch diese Erdwärmesonden wird das erhitzte Wasser in den Untergrund geleitet und erwärmt dort das Gestein. Wenn Wärmebedarf besteht, wird über dieselben Erdwärmesonden die gespeicherte Wärme dem Gestein wieder entzogen und dem nutzenden System zugeführt. Zusätzlich zur aktiven Einspeicherung von Wärme, wird durch Erdsonden-Wärmespeicher dem Untergrund bei Bedarf auch die natürliche geothermische Erdwärme entzogen und nutzbar gemacht.“ [1.4.1t] Bereits Ende 2004 versorgte ein Erdsonden-Wärmespeicher in Neckarsulm (Baden-Württemberg) eine Grundschule mit Sporthalle, ein Einkaufszentrum und rund 270 Wohnungen mit Wärme. Die Siedlung verfügt über rund 7000 m² Kollektorfläche mit knapp 40% Anteil an der Wärmeversorgung. [1.4.1u]

Die sogenannten „Aquifer-Wärmespeicher“ nutzen natürliche abgeschlossene Grundwasserreservoirs zur Wärmespeicherung. Durch einen „kalten“ Brunnen wird Wasser aus dem Speicher hochgepumpt und erwärmt. Dann wird das erwärmte Wasser über eine andere Brunnenbohrung, den „warmen“ Brunnen wieder in den Untergrund eingeleitet. bei Wärmebedarf wird warmes Wasser aus dem Speicher entnommen und die Wärme wird über Wärmeübertrager in den Verbraucherkreislauf übertragen. [1.4.1v] In Rostock-Brinckmanshöhe wurde bereits 1999 eine solare Nahwärmeversorgung in Kombination mit einem saisonalen 20000 m² Aquifer-Wärmespeicher errichtet und versorgte Mehrfamiliengebäude mit insgesamt 108 Wohneinheiten. [1.4.1w] In einem neuen Forschungsprojekt soll nun ein standortunabhängiges Auslegungskonzept für die Planung verlässlicher und effizienter thermischer Aquiferspeicher entwickelt werden. [1.4.1x]

Bei der Nutzung der obigen Speichertechnologien müssen natürlich die örtlichen geologischen Gegebenheiten berücksichtigt werden.

Bereits vor mehr als einem Jahrzehnt wurden also verschiedene Wärmespeicherkonzepte entwickelt und in Pilotprojekten erfolgreich realisiert, mit denen durch erneuerbare Energien ein Großteil des jährlichen Wärmebedarfs gedeckt werden könnte!

1.4.2 Stromverbrauch und -speicherung

Im Jahr 2014 wurden 21,2% der Endenergie in Deutschland als Strom eingesetzt. [1.4.2a] Damit spielt die Stromversorgung eine wichtige Rolle. Moderne Industriegesellschaften sind vom Strom inzwischen sogar so abhängig geworden, dass ein lang andauernder Stromausfall katastrophale Folgen hätte.

In der Anfangszeit der Elektrifizierung gab es einen mit harten Bandagen geführten Kampf um die Frage, ob die aufzubauenden Stromnetze auf Gleichstrom oder Wechselstrom basieren sollten. Thomas Edison vertrat sein Konzept des Gleichstromnetzes unter anderem mit dem Hinweis auf höhere Stromschlaggefahren bei Wechselstrom. Dennoch hat man sich Ende des 19.Jahrhunderts für den Einsatz von Wechselstrom entschieden.

Der Hauptgrund dafür war, dass man Wechselstrom im Gegensatz zum Gleichstrom leicht mit Transformatoren auf ein anderes Spannungsniveau bringen konnte. Wechselstrom ist ein elektrischer Strom, der periodisch seine Richtung wechselt. Gleichstrom dagegen ändert seine Richtung nicht. Entsprechend ist eine Wechselspannung eine oszillierende elektrische Spannung. Typischerweise schwingen Stromstärke und Spannung sinusförmig mit einer festen Frequenz. Beispielsweise bedeutet die im europäischen Verbundsystem verwendete Netzfrequenz von 50 Hertz, dass die Spannung pro Sekunde 50mal oszilliert. Für die Eisenbahn werden dagegen 16,7 Hertz verwendet. [1.4.2.b]

Historisch gewachsen sind in Europa fünf Spannungsebenen mit unterschiedlichen Aufgaben. Je höher die Spannung, umso geringer sind, bei gleicher zu übertragender Leistung, die fließenden Ströme und damit auch die Leitungsverluste. Gleichzeitig steigen bei höherer Spannung die Anforderungen an die Netzelemente wie Leitungen, Transformatoren und Schaltanlagen. Die höchste in Europa (Russland, Ukraine, Ungarn, Polen) verwendete Spannungsebene beträgt 750 Kilovolt [kV]. [1.4.2.c]
Damit können Leistungen über weite Entfernungen übertragen werden. In Deutschland werden derzeit die Höchstspannungsebenen 380 kV und 220 kV für die Einspeisung von Strom aus Großkraftwerken und seinen weiteren Transport verwendet. An das Hochspannungsnetz mit 50 bis 110 kV werden neben fossilen Kraftwerken z.B. auch Windparks und industrielle Großabnehmer direkt angeschlossen. Blockheizkraftwerke, Solarparks, Biomasse-, Wasser- und Windkraftanlagen sowie industrielle und gewerbliche Abnehmer werden mit dem Mittelspannungsnetz (6 bis 30 kV) verbunden. Das Niederspannungsnetz versorgt mit 240/400V private oder kleinere industrielle Verbraucher und Erzeuger. Es speisen Solaranlagen und BHKW mit geringer Leistung ihren Strom direkt ein.

Die Netzfrequenz beträgt in Europa 50 Hz. Bei einer Netzfrequenz von genau 50 Hz sind Stromerzeugung und Stromverbrauch im Stromnetz im Gleichgewicht. Es wird dann genau so viel Strom erzeugt, wie verbraucht wird. Die Speicherung von elektrischer Energie setzt eine Umwandlung in eine andere Energieform voraus. Eine solche Umwandlung ist jedoch immer verlustbehaftet. Als Verlust bezeichnet man dabei die Tatsache, dass ein Teil der eingesetzten Energie nicht nutzbar ist. Der Begriff Verlust ist eine Bezeichnung, die dem modernen, betriebswirtschaftlichen Denken in „Gewinn“ und „Verlust“ entspringt. Wie bei Geld, das man verliert. Egal ob aus der Börse oder an der Börse: Es ist nicht vernichtet oder verbraucht, sondern kann nur nicht mehr selbst genutzt werden.

Energie kann physikalisch weder erzeugt noch vernichtet (verbraucht) werden. Sie wird nur von einer Energieform in eine andere Energieform umgewandelt. [1.4.2f] Zum Beispiel dient eine herkömmliche Glühlampe der Beleuchtung. Aber nur 5% der eingesetzten Energie werden in sichtbares Licht umgewandelt, 95% in Wärmeenergie. [1.4.2g] Diesen unerwünschten Anteil bezeichnen wir als Verluste. Diese „Verluste“ heizen aber auch unsere Wohnung auf.

Eine seit rund 100 Jahren angewandte Methode ist die Speicherung von Elektroenergie mittels Pumpspeicherung. Dabei wird eine Wassermenge mit überschüssigem, vermeintlich billigem, Strom von einem tiefer gelegenen Speicherbecken in ein höher gelegenes Speicherbecken gepumpt. Wird die so zwischengespeicherte Energie wieder benötigt, fließt das Wasser aus dem oberen Becken über Turbinen in das untere Becken zurück. Es handelt sich also um ein spezielles Wasserkraftwerk. Der Bau solcher Pumpspeicherwerke ist sehr aufwendig und stellt einen erheblichen Eingriff in die Natur dar. Pumpspeicherung dient dazu relativ große Energiemengen zu speichern. Die Lage von Pumpspeicherwerken ist auf Grund ihrer Bauart immer zentral. Mit Pumpspeicherenergie steht dann auch eine große Energiemenge zentral zur Verfügung. Pumpspeicherkraftwerke unterstützen heute den Ausgleich zwischen Stromerzeugung und -nachfrage. Daneben können Pumpspeicher auch das Stromnetz stabilisieren und zur Versorgungssicherheit beitragen. [1.4.2h]. Sie dienen als schnell verfügbare Leistungsreserve. Man kann eine große Energiemenge, z.B. 1.000 Megawattstunden (MWh) aus dem PSW Goldistal, gezielt zu einem Verbrauchsschwerpunkt leiten. Das könnte zum Beispiel der Strom für den Neustart eines Kraftwerkes oder für eine wichtige Industrieanlage sein. Alle deutschen Pumpspeicherwerke haben zusammen eine Speicherkapazität von ca. 40 Gigawattstunden (GWh). [1.4.2i] Eine Megawattstunde sind 1.000 kWh und eine Gigawattstunde sind 1.000 MWh. [1.4.2j]

Batterien und Akkus gehören zum Alltag. Das Batteriegesetz unterscheidet zwischen Gerätebatterien, Industriebatterien und Fahrzeugbatterien. „Gerätebatterien“ sind beispielsweise Batterien und Akkus, die für die üblichen Zwecke im Haushalt genutzt werden. Gerätebatterien sind verschlossen und können problemlos in der Hand gehalten werden. Insbesondere sind das Batterien und Akkus für Mobiltelefone, tragbare Computer, schnurlose Elektrowerkzeuge, Spielzeuge und Haushaltsgeräte wie elektrische Zahnbürsten, Rasierer und tragbare Staubsauger, einschließlich der vergleichbaren Geräte in Schulen, Geschäften, Restaurants, Flughäfen, Büros und Krankenhäusern. Auch Knopfzellen fallen unter den Begriff der Gerätebatterien. [1.4.2k] Im Jahr 2012 wurden in Deutschland 1,5 Milliarden Gerätebatterien mit einem Gewicht von 43.549 Tonnen verkauft. Das heißt, im Durchschnitt kauft jede Verbraucherin und jeder Verbraucher rund 20 Batterien pro Jahr. [1.4.2l] Die Energie-Bilanz insbesondere von Batterien ist schlecht: Batterien verbrauchen bei ihrer Herstellung zwischen 40- und 500-mal mehr Energie, als sie bei der Nutzung dann später zur Verfügung stellen. [1.4.2m]. Ähnlich sieht es mit den Kosten aus. Strom aus Batterien ist rund 300-mal teurer als Strom aus dem Netz! Diese ineffiziente Art der Energieversorgung wird durch die Verwendung von Akkus in den meisten Fällen gemildert. Durch das mehrfache Wiederaufladen können Umwelt- und Energiebilanz verbessert werden. Wenn man Batterien durch Akkus ersetzt, kann man etwa ein halbes Kilogramm klimarelevantes Kohlendioxid pro Servicestunde der Batterie sparen. [1.4.2n] Als Starterbatterie (Akkumulator) liefert sie unter anderem die elektrische Energie für den Anlasser eines Verbrennungsmotors beispielsweise in Kraftfahrzeugen, Stromerzeugungsaggregaten oder der Gasturbine eines Flugzeuges. [1.4.2o] In den letzten Jahren ist die Nachfrage nach Stromspeichern für private Photovoltaikanlagen deutlich gestiegen. Für Betreiber privater PV Anlagen ist es inzwischen günstiger, den Solarstrom selber zu verbrauchen, als ihn in das öffentliche Stromnetz einzuspeisen und dafür die Einspeisevergütung zu erhalten. [1.4.2p] Bis Ende September 2015 wurden im Rahmen des Speicherförderprogramm der KfW Bank [1.4.2q] rund 14.000 Anträge genehmigt. [1.4.2r] In Gewerbe- und Industriebetrieben sind Batteriespeicher zum Beispiel zur Sicherstellung einer unterbrechungsfreien Stromversorgung für Steuer- und Regelungsprozesse, zur Notstromversorgung oder auch zur Beseitigung von Lastspitzen im Einsatz. [1.4.2s] Großbatteriespeichern können helfen, das Stromnetz zu stabilisieren. Im nordfriesischen Braderup wurde 2014 ein kombinierter Lithium-Ionen/Redox-Flow-Batteriespeicher mit einer Gesamtkapazität von drei Megawattstunden als Zwischenspeicher eines Windparks installiert. Er speichert sowohl Strom zur Nutzung oder zum Verkauf als auch zum Ausgleich kurzfristiger Schwankungen in der Nachfrage oder der Stromerzeugung im Stromnetz. [1.4.2s] Im gleichen Jahr wurde in Schwerin ein Lithium-Ionen-Speicher mit einer Kapazität von fünf Megawattstunden in Betrieb genommen. [1.4.2v] Auch der Kraftwerksbetreiber Steag hat beschlossen, bis zum Jahr 2017 insgesamt sechs Batteriespeicher mit einer Leistung von jeweils 15 Megawatt an sechs Standorten zu installieren. [„Steag investiert in sechs Batteriespeicher mit zusammen 90 Megawatt“ [1.4.2w]. An den ca. 600.000 Ortsnetztrafos in der Bundesrepublik könnten z. B. 600.000 Li-Ion-Speicher mit einer Leistung und Kapazität von je 1 MW/1MWh errichtet werden und damit sämtliche Last- und Erzeugungsspitzen im Niederspannungsnetz ausgleichen. Damit wären PV Anlagen mit einer Erzeugungskapazität von 2.400.000 MW aus dem Bereich Privat und kleine Gewerbe problemlos integrierbar. Entspricht einer Strommenge von 2.400 TWh, dem fünffachen des Stromverbrauchs in der BRD.

1.4.3 Energiebedarf und Transportleistung im Verkehrsbereich

Im Verkehrssektor werden zu über 90% Kraftstoffe aus Mineralöl eingesetzt, Biokraftstoffe und Strom spielen bislang nur eine geringfügige Rolle. 2014 wurden in Deutschland fossile Kraftstoffe zu 94 Prozent eingesetzt. Biokraftstoffe hatten einen Anteil von 4,4 Prozent und elektrisch wurden nur 1,6 Prozent der Gesamtenergie aufgewendet. [1.4.3b]

Bei der Personenbeförderung war im Jahr 2014 der motorisierte Individualverkehr herausragend: 939 von insgesamt 1.167 Milliarden Personenkilometer (80%) entfielen auf ihn. Mit Eisenbahnen oder öffentlichen Verkehrsmitteln wurden in Deutschland lediglich 90 (8%) bzw. 80 Milliarden (7%) Personenkilometer und mit Flugzeugen 58 Milliarden (5%) Personenkilometer zurückgelegt. [1.4.3c]

Die Fahrt mit dem eigenen PKW produziert wesentlich mehr CO2 und nutzt auch wesentlich mehr Energie als Busse oder Bahnen. In einer Studie aus dem Jahr 2013 [1.4.3d] gibt das Umweltbundesamt die gesamten CO2-Emissionen (inklusive des Baus und des Betriebs der zugehörigen Infrastruktur und Fahrzeuge) für den PKW mit 163g pro Personenkilometer, für die Bahn im Nahverkehr mit 104g und für den Linienbus mit 87g an. Betrachtet man den Personenfernverkehr, so besitzt das Flugzeug mit 256g pro Personenkilometer den höchsten CO2-Ausstoß. Es folgen der PKW mit 163g, die Bahn mit 65g und der Reisebus mit nur 38g CO2. [1.4.3e] Da die CO2-Emissionen proportional zum Energieverbrauch (Achtung, nur bei identischem Brennstoff) sind, liegt in der stärkeren Nutzung von Bus und Bahn also auch ein erhebliches Energieeinsparungspotential! [1.4.3c]

Beim Güterverkehr dominierte im Jahr 2014 der Straßengüterverkehr. Von 655 Milliarden Tonnenkilometern wurden 464 Milliarden (71 Prozent) auf der Straße zurückgelegt. 113 (17 Prozent) Milliarden entfielen auf Eisenbahnen und 59 Milliarden (9 Prozent) auf die Binnenschifffahrt. Mit dem Transport durch Rohrleitungen (Öl und Gas) wurden 18 Milliarden (3 Prozent) erzielt, während mit Flugzeugen nur 1,4 Milliarden Tonnenkilometer (0,2 Prozent) zurückgelegt wurden. [1.4.3c] Die CO2-Emissionen sind auch im Güterverkehr äußerst unterschiedlich: Für die grenzüberschreitende Luftfracht werden 932g CO2-Ausstoß pro Tonnenkilometer ausgewiesen, Last- und Sattelzüge kommen auf 94g und am besten schneiden die Binnenschifffahrt mit 38g und die Bahn mit 34g CO2-Ausstoß ab. [1.4.3f] Ein höherer Anteil des Transportes von Gütern mit dem Binnenschiff oder auf der Schiene ist für die Zukunft auch unter energetischen Gesichtspunkten sehr wünschenswert.

[Tabelle?!]

Im nächsten Kapitel wird abgeschätzt, wie viel (End-)Energie wir als Gesellschaft in Zukunft benötigen, ohne uns einschränken zu wollen. Dabei berücksichtigen wir die bereits heute entwickelten energieeffizienten Technologien und vermeiden überflüssigen Energieeinsatz. In Kapitel 3 beschreiben wir, wie eine nachhaltige Energieversorgung möglich wäre. Die erforderliche Wärme- und Stromenergie kann in Deutschland mit erneuerbaren Energien erzeugt werden (Kapitel 4). Im nachfolgenden Kapitel 5 wird aufgezeigt, warum die Energiewende noch nicht im notwendigen Tempo umgesetzt wird, welche politischen Rahmenbedingungen dazu geändert werden sollten und wie wir Bürger bereits jetzt unabhängig von politischen Entscheidungen mit der Energiewende beginnen können. Abschließend erfolgt ein kurzer globaler Ausblick.

Literaturverzeichnis und Anmerkungen Kapitel 1:

1 Energieversorgung in Deutschland

[1a]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 3, Stand 12.1.2016

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1b]
siehe:
Energy Comment: Fossile Energieimporte und hohe Heizkosten Herausforderungen für die deutsche Wärmepolitik Kurzstudie im Auftrag der Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen, Dezember 2013
und
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tabellen 13, 17, 19 und 26, Stand 12.1.2016

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1c]

http://wirtschaftslexikon.gabler.de/Definition/daseinsvorsorge.html

[1d]
http://www.ebv-oil.org/cms/pdf/ErdoelBevG20120401.pdf

[1e]
Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG), insbesondere § 1 und $ 17
https://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/enwg_2005/gesamt.pdf,
Zuletzt geändert durch Art. 2 Abs. 3 G v. 21.12.2015

[1f]
Daseinsvorsorge
https://de.wikipedia.org/wiki/Daseinsvorsorge

1.1. Energiebedarf in Deutschland

[1.1a]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 4, Stand 12.1.2016
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.1b]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 31a, Stand 12.1.2016
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

1.2. Lagerung der fossilen Energieträger

[1.2a]
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Konventionelle-Energietraeger/oel,did=515664.html

[1.2b]
http://www.ebv-oil.org/cms/cms2.asp?sid=60&nid=&cof=60

[1..2c]

http://www.ebv-oil.org/cms/cms2.asp?sid=92&nid=&cof=60

[1.2d]
http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/moeglichkeiten-zur-verbesserung-der-gasversorgungsicherheit-und-der-krisenvorsorge-durch-regelungen-der-speicher,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf, Seite 45

[1.2e]
https://www.bdew.de/internet.nsf/id/20140613-staatliche-erdgasreserve-in-deutschland-kontraproduktiv-de?open&ccm=900030, Pressemitteilung des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. vom 13.06.2014

[1.2f]
http://www.energieverbraucher.de/de/aus-2014-q2__3086/

[1.2g]

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Konventionelle-Energietraeger/kohle,did=190810.html
[1.2h]
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Konventionelle-Energietraeger/kohle,did=190810.html

[1.2i]
siehe auch Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2014″

http://www.lbeg.niedersachsen.de/download/98573/Erdoel_und_Erdgas_in_der_Bundesrepublik_Deutschland_2014.pdf

1.3. Energieverteilung

[1.3a]
Das Gasnetz als universeller Speicher – Chancen und Grenzen 1. Energiespeichertagung Umwelt-Campus Birkenfeld Dr. Gerrit Volk, Referatsleiter „Zugang zu Gasverteilernetzen, technische Grundsatzfragen, Versorgungssicherheit“ Birkenfeld, 27. Februar 2013; Seite 7
http://www.stoffstrom.org/fileadmin/userdaten/dokumente/Veranstaltungen/EST/07.pdf

[1.3b]
Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) – Quelle: Niedersächsisches Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie; Stand: 01.01.2015

https://www.bdew.de/internet.nsf/id/E6A1F26A9C05E6CFC125796B0047B9BC/$file/Erdgasspeicherkarte%20D%202015%20online_o_jaehrlich_Ki_04062015.pdf

[1.3c]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 7 und 7a, Stand 12.01.2016:
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.3d]
Wikipedia: „Kraft-Wärme-Kopplung“
https://de.wikipedia.org/wiki/Kraft-W%C3%A4rme-Kopplung

[1.3e]
Wikipedia: „Fernwärme“

https://de.wikipedia.org/wiki/Fernw%C3%A4rme

Umweltbundesamt: Kraft-Wärme-Kopplung / Nah- und Fernwärme

http://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/energieversorgung/kraft-waerme-kopplung-nah-fernwaerme

[1.3f]
Mineralölwirtschaftsverband e. V.: „Raffinerien und Mineralölfernleitungen in Deutschland“

http://www.mwv.de/index.php/ueberuns/pipelines

und
Mineralölwirtschaftsverband e. V.: Entwicklung des Tankstellenbestandes
http://www.mwv.de/index.php/daten/statistikenpreise/?loc=14

[1.3g]
Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW): Stromnetzlänge entspricht 45facher Erdumrundung; 05. August 2014
https://www.bdew.de/internet.nsf/id/20140805-pi-stromnetzlaenge-entspricht-45facher-erdumrundung-de

https://www.bdew.de/internet.nsf/id/8FE409A16ED16AC2C1257D2B0027B169/$file/140805%20BDEW%20neue%20Zahlen%20zum%20deutschen%20Stromnetz%20Anhang.pdf

1.4 Struktur des Energieverbrauchs

[1.4a]
siehe die Begriffserklärung (Glossar) der Bundesregierung zum Thema „Energie“ unter anderem mit einer Erklärung der Begriffe „Primärenergie“, „Endenergie“ und „Wirkungsgrad“:
https://www.bundesregierung.de/Content/DE/StatischeSeiten/Breg/FAQ/faq-energie.html

[1.4b]
Der Primärenergie-Verbrauch und Endenergie-Verbrauch im Jahr 2014 in Deutschland: Siehe die Energiedaten (in Petajoule) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Tab. 5, Stand 12.1.2016.
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

Die Einheit „Petajoule“ (PJ) entspricht 0,278 TWh: Energiedaten (in Petajoule) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 0.2, Stand 12.1.2016.

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

Der Begriff „Endenergie” wird z. B. hier erläutert:
https://www.bundesregierung.de/Content/DE/StatischeSeiten/Breg/FAQ/faq-energie.html

https://de.wikipedia.org/wiki/Endenergie

[1.4c]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 6a, Stand 12.1.2016

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

1.4.1 Wärmeverbrauch und -speicherung

[1.4.1a]
53,6%, errechnet aus Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 7 und 7a, Stand 12.01.2016:
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.4.1b]
BMWI-Newsletter: „So heizt Deutschland heute“, 08.09.2015,

https://www.bmwi-energiewende.de/EWD/Redaktion/Newsletter/2015/15/Meldung/infografik-so-heizt-deutschland-heute.html

[1.4.1c]
siehe http://www.waermepumpe.de/waermepumpe/funktionsweise/

[1.4.1d]

http://www.energiesparen-im-haushalt.de/energie/bauen-und-modernisieren/hausbau-regenerative-energie/energiebewusst-bauen-wohnen/emission-alternative-heizung/heizen-mit-erdwaerme.html

[1.4.1e]
BMWI:

https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_im_jahr_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=12
Seite 28

[1.4.1f]
http://www.saisonalspeicher.de/Speichertypen/Erdsonden/tabid/75/Default.aspx

[1.4.1g ]
siehe zum Beispiel:
http://www.regenerative-energie24.de/eisheizung/eisspeicher-aufbau-nutzen-vorteile

[1.4.1h]
BMWI:
https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_im_jahr_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=12
Seite 22

[1.4.1i]

http://www.fernwaerme-info.com/was-ist-fernwaerme/definition/

[1.4.1j]

http://www.saisonalspeicher.de/Systemtechnik/W%C3%A4rmeerzeuger/Solarkollektoren/tabid/147/language/de-DE/Default.aspx

[1.4.1k]
Wikipedia: Vakuumröhrenkollektor

https://de.wikipedia.org/wiki/Vakuumr%C3%B6hrenkollektor

[1.4.1.l]
„Senftenberg baut größte Solarthermie-Anlage Deutschlands mit Einspeisung in zentrales Fernwärmenetz“

http://www.ecoquent-positions.com/senftenberg-baut-groesste-solarthermie-anlage-deutschlands-mit-einspeisung-in-zentrales-fernwaermenetz/

„Energiekonzept für die Stadt Senftenberg“:
https://www.senftenberg.de/Rathaus/Integrierte-Stadt-und-Regionalentwicklung/Energiekonzept

[1.4.1m]

https://www.solarwirtschaft.de/fileadmin/media/pdf/2016_3_BSW_Solar_Faktenblatt_Solarwaerme.pdf

[1.4.1n]
Sächsische Energieagentur – SAENA GmbH: „Solare Prozesswärme – Checkliste für Unternehmen“, Seite 2,

http://www.solar-process-heat.eu/fileadmin/redakteure/So-Pro/Work_Packages/WP3/Checklists/D3.1_SAENA_Checkliste-editierbar_SAENA.pdf

[1.4.1o]
Wikipedia: Latentwärmespeicher

https://de.wikipedia.org/wiki/Latentw%C3%A4rmespeicher
http://www.energie-experten.org/heizung/waermepumpe/arten/eisspeicher.html

[1.4.1p]

http://www.saisonalspeicher.de/Grundlagen/Funktionsprinzip/SaisonalerW%C3%A4rmespeicher/tabid/314/Default.aspx

[1.4.1q]

http://www.saisonalspeicher.de/Grundlagen/Funktionsprinzip/tabid/67/Default.aspx

[1.4.1r]

http://www.saisonalspeicher.de/Projekte/ProjekteinDeutschland/Steinfurt/tabid/424/language/de-DE/Default.aspx

[1.4.1s]

http://www.saisonalspeicher.de/Projekte/ProjekteinDeutschland/Eggenstein/tabid/406/language/de-DE/Default.aspx

[1.4.1t]http://www.saisonalspeicher.de/Speichertypen/Erdsonden/tabid/75/Default.aspx

[1.4.1u]

http://www.werkstatt-stadt.de/de/projekte/177/ und
http://www.neckarsulm.de/main/online-rathaus/stadtverwaltung/stadtwerke-neckarsulm.html

[1.4.1v]
http://www.saisonalspeicher.de/Speichertypen/Aquifer/tabid/74/Default.aspx

[1.4.1w]

http://www.saisonalspeicher.de/Projekte/ProjekteinDeutschland/Rostock/tabid/422/language/de-DE/Default.aspx

[1.4.1x]

http://forschung-energiespeicher.info/projektschau/gesamtliste/projekt-einzelansicht/95/Saisonale_Waermespeicherung_in_Aquiferen/

1.4.2 Stromverbrauch und -speicherung

[1.4.2a]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 6, Stand 12.01.2016:

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.4.2.b]
RP-Energie-Lexikon: Wechselstrom“, Autor: Dr. Rüdiger Paschotta
https://www.energie-lexikon.info/gleichstrom.html

[1.4.2.c]

https://de.wikipedia.org/wiki/Stromnetz#Spannungsebenen
[1.4.2.d]

[1.4.2.e]

[1.4.2f]
https://de.wikipedia.org/wiki/Energieerhaltungssatz

[1.4.2g]https://de.wikipedia.org/wiki/Gl%C3%BChlampe#/media/File:Wirkungsgrad_gluehlampe.svg

[1.4.2h]
BMWI: Zweiter Monitoring-Bericht „Energie der Zukunft“, März 2014 Seite 51

http://www.zsw-bw.de/uploads/media/2.-monitoring-bericht-energie-der-zukunft.pdf

[1.4.2i]
https://de.wikipedia.org/wiki/Liste_von_Pumpspeicherkraftwerken#Deutschland

[1.4.2j]
https://de.wikipedia.org/wiki/Wattstunde

[1.4.2k]
https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/publikation/long/4414.pdf, Seite 8

[1.4.2l]

https://www.umweltbundesamt.de/themen/abfall-ressourcen/produktverantwortung-in-der-abfallwirtschaft/batterien

[1.4.2m]
(SCHOLL et al. 1998)]

[1.4.2n]
Climatop (2010): Klimabilanz: Batterien, Fact Sheet; Zürich:
http://www.climatop.ch/downloads/D-Fact_Sheet_Migros_Batteries_v3.pdf, Seite 12

[1.4.2o]
https://de.wikipedia.org/wiki/Starterbatterie

[1.4.2p]
http://www.solarwatt.de/de/komponenten/stromspeicher/

[1.4.2q]
https://www.kfw.de/inlandsfoerderung/Unternehmen/Energie-Umwelt/F%C3%B6rderprodukte/Erneuerbare-Energien-%E2%80%93-Speicher-%28275%29/

[1.4.2r]

http://www.cep-expo.de/fileadmin/Tagungsbaende/Stromspeicher/10.10_Ammon,Martin.pdf, Seite 15

[1.4.2s]
https://fenecon.de/page/stromspeicher-commercial]
[1.4.2t]
http://www.bosch-presse.de/presseforum/details.htm?txtID=6818&]

[1.4.2v]
https://www.wemag.com/ueber_die_wemag/oekostrategie/Energiespeicher/Batteriespeicher

[1.4.2w]

http://www.iwr.de/news.php?id=30055

1.4.3 Energieverbrauch und Transportleistung im Verkehrsbereich

[1.4.3a]
https://www.umweltbundesamt.de/daten/energiebereitstellung-verbrauch/energieverbrauch-nach-energietraegern-sektoren

[1.4.3b]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 6a, Stand 12.1.2016 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.4.3c]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 1, Stand 12.1.2016 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.4.3d]
Umweltbundesamt: „Treibhausgas-Emissionen durch Infrastruktur und Fahrzeuge des Straßen-, Schienen- und Luftverkehrs sowie der Binnenschifffahrt in Deutschland“, Mai 2013, Seite 124
http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/treibhausgas-emissionen-durch-infrastruktur

[1.4.3e]
Umweltbundesamt: „Treibhausgas-Emissionen durch Infrastruktur und Fahrzeuge des Straßen-, Schienen- und Luftverkehrs sowie der Binnenschifffahrt in Deutschland“, Mai 2013, Seite 127

http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/treibhausgas-emissionen-durch-infrastruktur

[1.4.3f]
Umweltbundesamt: „Treibhausgas-Emissionen durch Infrastruktur und Fahrzeuge des Straßen-, Schienen- und Luftverkehrs sowie der Binnenschifffahrt in Deutschland“, Mai 2013, Seite 129 http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/treibhausgas-emissionen-durch-infrastruktur

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Meinen und Glauben sind meine Sache nicht. Ich will alles selbst nachprüfen können.

Ich erstelle Expertisen, berate, erstelle Konzepte für Kommunen, Unternehmen, Privatleute und beantworte Fragen.

Auch spezifische, technische, politische.

Frei von jeder Verkaufsabsicht. Wer meine Arbeit gut findet, kann gern spenden und meine Arbeit unterstützen.

Ich arbeite soweit als möglich auf Basis von Fakten, logischen Deduktionen, evidenzbasierten Zusammenhängen.

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Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 1

Alles was wir für die Zukunft der Energienutzung wissen müssen, wissen wir bereits. Und das wollten die Autoren des Orangebuchs der Piraten aufzeigen! Ich habe zu meiner Zeit als Mitglied der Piraten den Anstoß für das Buch gegeben und ein paar Gedanken beigetragen. Hier lege ich eine ein wenig überarbeitete Fassung vor. In echter Piratenmanier klaue ich die Vorlage, ergänze, kommentiere und verändere, wo es mir wichtig, richtig und passend erscheint.

Den noch bei den Piraten verbliebenen Autoren gebührt der allerhöchste Respekt für ihre unermüdliche Arbeit. Ich selbst konnte meine eigene politische Überzeugung, die mit dem ursprünglichen Kodex https://wiki.piratenpartei.de/Kodex der Piraten nahezu genau übereinstimmt, in der gelebten Realität der Partei seit 2013 immer weniger bis schließlich gar nicht mehr wiederfinden.

Ich kann mit vagen idealisierenden Begriffen ohne definitorische oder normgebende Eigenschaften wie „soziale Gerechtigkeit“ nichts anfangen. Am Arsch. Inhaltslose Seifenblasen. Politische Werte sind weder beliebig erweiterbar noch emotional. Sie sind viel mehr nahezu exakt feststellbare, nachprüfbare und im Alltagsleben entsprechend leicht konkretisierbare, eben normbildende Begriffe.

Wie Freiheit, Transparenz, Solidarität, Gleichheit und Arbeit. Nicht aber Gerechtigkeit oder Leistung.

Inhaltsverzeichnis Seite

Einleitung

1 Energiebereitstellung in Deutschland
1.2 Lagerung fossiler Energieträger
1.3 Energieverteilung
1.4 Struktur des Energiebedarfs, -einsatzes
1.4.1 Wärmebedarf, -einsatz und -speicherung
1.4.2 Strombedarf, -einsatz und -speicherung
1.4.3 Energiebedarf, -einsatz und Transportleistung im Verkehrsbereich

2 Energieeinsatz in einer nachhaltigen Gesellschaft
2.1 Energie neu denken
2.2 Mobilität ohne fossiles Mineralöl
2.3 Behaglich wohnen mit wenig Energie
2.4 Wirtschaft und Verwaltung werden sparen
2.5 Anteil am internationalen See- und Flugverkehr

3 Die Welt einer nachhaltigen Energiebereitstellung
3.1 Die Verteilung von Wärme und Strom in der Zukunft
3.2 Zusätzlicher Wärme und Strombedarf
3.2.1 Verluste der Wärmeleitung und -speicherung
3.2.2 Verluste der Stromleitung und -speicherung
3.3 Rohstoffverfügbarkeit für die Wärme- und Stromspeicherung

4 Die Bereitstellung der Energie von morgen

5 Der Weg

6 Globaler Ausblick

Literaturverzeichnis und Anmerkungen

Danksagung

Einleitung

Die Bürger unserer hoch technologisierten Industrienation werden seit vielen Jahren stetig und täglich mit Informationen bombardiert:

– fossile Brennstoffe wie Öl und Kohle sind endlich
– wir „verbrauchen zu viel Energie…“
– um jeden Preis muss Energie gespart werden

Die hauptsächliche Begründung lautet: Durch die Energiebereitstellung ausgelöste CO2- Emissionen müssen dringend reduziert werden, um dem Klimawandel entgegen zu wirken.

Diese These nährt, fördert und impliziert ungeeignete und unpassende Denkmodelle, pflanzt irreführende Paradigmen in zunehmend weniger intensiv und ausreichend geschulte Gehirne.

Diese Parameter verstellen den Blick auf die physikalischen Gegebenheiten.

Jüngstes Beispiel für so ein implantiertes Paradigma, Zitat Sigmar Gabriel: „ Wer glaubt man könnte die Erneuerbaren einfach weiter so ausbauen, der hat die Rechnung ohne die Physik gemacht. Dies geht nicht ohne den massiven Ausbau der Netze!“ Das ist das Verkaufsargument zu Gunsten enorm finanzkräftiger Investoren (Versicherungen, Fonds, Banken), die über ihre Beteiligungen den gepriesenen Ausbau einerseits ermöglichen, andererseits sich damit rentierliche Geschäftsmodelle über mehrere Jahrzehnte sichern.

Demgegenüber ist zwar längst klar und eindeutig bewiesen: Speicher können Transportnetze locker, effizienter und nachhaltiger ersetzen. Sie eignen sich aber weder für horizontale, oberflächliche, noch vertikale, tief integrierte Geschäftsmodelle in der großen Fläche, Breite und Masse. Sie sind für Großkonzerne mit aller höchst dotierten Posten für Vorstände (Könige, Prinzen) und Aufsichtsräte (Senatoren, geheime Staatsräte, Unternehmensberater, abgehalfterte Politiker) deshalb denkbar ungeeignet.

Energie ist im Überfluss vorhanden! Allein die Energie der Sonneneinstrahlung auf die Erde ist 16-fach so hoch wie der weltweite Energieverbrauch. Wir können auf der Erde zusätzlich den Wind, die Geothermie und andere „Erneuerbare Energien“ für den Energiebedarf unserer Gesellschaften nutzen.

Die gute Nachricht: Wenn wir nachhaltig wirtschaften (Effizienz vor monetärer Wirtschaftlichkeit), müssen wir uns nicht einmal einschränken.

Wir werden keinen Komfortverlust erleiden. Wir müssen nur umdenken und die heute bereits zur Verfügung stehenden technischen Verfahren zur Bereitstellung von Energie aus erneuerbaren Ressourcen nutzen. Unsere Versorgung kann zukünftig vollständig durch so genannte „Erneuerbare Energien“ sichergestellt werden. Soweit es geht, werden Rohstoffe genutzt, die weltweit ausreichend und erneuerbar vorhanden sind. Seltene Rohstoffe müssen dagegen kaum neu gefördert, sondern können in einem Kreislaufsystem genutzt werden. Mit diesen Maßnahmen können wir auf dem Weg zu einer nachhaltigen Energiebereitstellung den CO2-Verbrauch senken und auch unsere Lebensqualität nicht nur halten, sondern durch bessere Umweltqualität auch noch deutlich steigern!

Dieses Ziel ist sogar einfach zu erreichen. Den Weg zu gehen, ist notwendig für uns und die nächsten Generationen. Er löst viele Probleme und schafft viele neue zusätzliche Arbeitsplätze. Es ist der verantwortungsvollste Weg in die Zukunft der Energiebereitstellung!

Vorab empfiehlt es sich, über ein paar Aspekte nachzudenken, um das Thema Energie unter seinem tatsächlichen Blickwinkel zu betrachten. Können Sie diese Fragen beantworten?

– Energie und Leistung: Was ist der Unterschied?
– Besteht eine Verwandtschaft mit politischen Begriffen?
– Arbeit und Leistung! Was soll sich wieder lohnen? Leistung oder Arbeit?
– Was ist der Unterschied zwischen einer Wh (kWh, MWh, GWh) und einem W (KW, MW, GW)
– Was ist der Unterschied zwischen Wirkungsgrad und Effizienz?

Erinnern wir uns:
Am 1. April 2000 wurde durch die damalige Bundesregierung das „Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien“, das EEG, in Kraft gesetzt. Dieses Gesetz war fortschrittlich und führte zu einem schnellen Ausbau regenerativer Stromerzeugung. Das Thema Wärme war damals nicht im Fokus und ist auch heute noch unterrepräsentiert. Durch die nachfolgenden Regierungen wurde dieses Gesetz mehrfach angepasst und trägt heute den Titel „Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien“. Das Ergebnis dieser Anpassungen war stets das Zurückfahren und Ausbremsen der Energiewende in der BRD.

Ausgerechnet, das politische Gebilde, das sich eine Energiewende auf die Fahnen geschrieben hat, ausgerechnet das „Land“, von dem der Rest der Welt seinerzeit sagte: „Wenn die es machen, dann ist es nicht ausgeschlossen, dass es funktioniert!“, ausgerechnet WIR haben zugelassen, dass unsere späteren Regierungen weiter zurückgerudert sind, als andere Fortschritte gemacht haben.

Deutschland ist nicht der Vorreiter und Leitmarkt in Sachen „regenerativer“ Energie. Wir sind nicht mal mehr Mittelmaß.

Unter Energiewende verstehen wir den vollständigen Ersatz fossiler, also endlicher Energieträger durch regenerative Energieträger.

https://de.wikipedia.org/wiki/Energiewende

Im Rahmen des EEG werden durch die ÜNB bestimmte Szenariorahmen entworfen. Diese Szenariorahmen sind die Grundlage für die weitere technische Umsetzung.
Ein Szenariorahmen behautet und versucht, den zukünftigen Strombedarf, die geographischen Verbrauchsschwerpunkte sowie den Spitzenlastbedarf zu prognostizieren. Dafür werden durch die ÜNB Daten zugrunde gelegt die an vielen entscheidenden Stellen nicht öffentlich zugänglich sind. Damit kann dieser Szenariorahmen faktisch nicht in Frage gestellt werden. Es mangelt fast vollständig an Transparenz.

http://data.netzausbau.de/2030/Szenariorahmen_2030_Entwurf.pdf

Wie aus der Quelle, Seite 22, zu entnehmen, ist eine vollständige Ablösung fossiler Primärenergieträger nicht erkennbar. Fakt ist, dass für „re-generative“ Stromerzeugung, die durch die Witterung bedingt nicht immer zur Verfügung steht, alternativ erzeugter Strom bereitgestellt werden muss. Wenn die fossilen Primärenergieträger aber 100%ig ersetzt werden sollen dann steht der genannte alternativ erzeugte Strom nur in Form gespeicherter Energie zur Verfügung. Dazu ist ein massiver Ausbau der Speicherkapazitäten notwendig. In den Szenarien werden zukünftige Speicherkapazitäten fatalerweise nicht in die Betrachtung einbezogen.
Wir sind heute als Gesellschaft vom Import vorwiegend fossiler Energieträger abhängig. Wir wissen hinreichend genau, dass fossile Energieträger endlich sind und wesentlich zur Veränderung unseres Klimas beitragen. Um unsere Energieversorgung dauerhaft zu sichern und unseren Lebensraum zu schützen, müssen wir unsere Energieversorgung vollständig auf regenerative Energie umstellen: Die gesamte Energieversorgung, nicht nur die Stromerzeugung. Das EEG war ein erster Schritt zur Umstellung auf EE. Für die Zukunft brauchen wir aber einen ganzheitlichen Ansatz der alle Energieformen einbezieht. Wir wollen im Folgenden zeigen, dass der vollständige Ersatz fossiler Energieträger möglich sein wird.

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