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15. Umlagen, Netzentgelte, market enabling factors:

15. Umlagen, Netzentgelte, market enabling factors:

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

15.1.1. Netzentgelte 2013 (S. 19):

  • Haushaltskunde (Grundversorgung), Verbrauch 3.500 kWh/a: 6,47 ct/kWh – 6,71 ct / kWh 2015, S. 9, S. 25, S.117
  • Gewerbekunde, Verbrauch 50 MWh / a: 5,65 ct/kWh, (2013) +0,08 ct / kWh 2015 zu 2014; = 5,85 ct / kWh, S. 25, S. 117
  • Industriekunde, Verbrauch 24 GWh / a: 1,90 ct/kWh( 2013) -0,06 ct. /kWh 2015 zu 2014, S. 9; 2,06 ct / kWh, S. 25, S. 117, S. 118
  • Haushaltskunden: Haushalte mit einem Jahresverbrauch von 3.500 kWh/Jahr, Versorgung in Niederspannung
  • 2015: Nicht-Haushaltskunden Jahresverbrauch > 2 GWh nahmen fast die Hälfte der Gesamtelektrizität ab. S. 34
  • 2015: Nicht-Haushaltskunden Jahresverbrauch 10 MWh – 2 GWh nahmen 26% der Gesamtelektrizität ab. S. 34

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

  • 2015: Haushalte Jahresverbrauch < 10 Mwh nahmen 25,4% der Gesamtelektrizität ab. S. 34
  • Gewerbekunden: Jahresverbrauch von 50 MWh/a, Jahreshöchstlast von 50 kW und Jahresbenutzungsdauer von 1.000 Stunden, Versorgung in Niederspannung (0,4 kV) (Sofern bei Gewerbekunden keine Leistungsmessung erfolgt, war der Wert auf der Basis einer Belieferung ohne Leistungsmessung anzugeben.)
  • Industriekunden: Jahresverbrauch von 24 GWh /Jahr, Jahreshöchstlast von 4.000 kW und Jahresbenutzungsdauer von 6.000 Stunden, Versorgung in Mittelspannung (10 oder 20 kV) Die Umlagen und Vergünstigungen nach § 19 Strom-NEV bleiben bei dieser Darstellung unberücksichtigt. S. 85
  • 2015 setzten rund 1.150 Unternehmen bundesweit rund 266 TWh Strom an RLM-Kunden ab (Vorjahr: 268 TWh)
  • 161 TWh an SLP-Kunden (Vorjahr: 160 TWh)
  • SLP-Kunden: 14 TWh Heizstrom
  • 106 TWh auf sonstige SLP-Sondervertragskunden
  • 41 TWh auf SLP-Grundversorgungskunden. S. 41

Definition Haushaltskunden, Gewerbekunden und Industriekunden, S. 85

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

14. Mittlere Übertragungskapazität:

14. Mittlere Übertragungskapazität:

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

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

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

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

Vgl. ab S. 143

13. Ausgleichsenergie / Redispatch

13. Ausgleichsenergie / Redispatch

13.1. Durch Maßnahmen betroffene Menge Energie:

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

Ausfallarbeit 2013 555 GWh, S. 19

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2015 sehr hoher Redispatchbedarf, S.100

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

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

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

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

13.6. Größte Belastungen 2015:

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

12. Leitungsbedarf, Netz-Ist-Stand:

12. Leitungsbedarf, Netz-Ist-Stand:

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

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

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

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

12.2. Ausbau

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

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

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

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

Amprion bereitet Testbetrieb für 380-kV-Erdkabel-

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

11. Versorgungssicherheit:

11. Versorgungssicherheit:

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

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

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

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

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

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

11.5. Netzreserve – Einsatz der Reservekraftwerke:

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

S 114

Auslandsdeckung im Winter: 80% S. 115

11.6. Maxima:

November 2015: 2.210 MW

Dezember 2015: 3.499 MW

Januar 2016: 2.727 MW

10. Administratives:

10. Administratives:

10.1. Projektleitung gesamteuropäische Marktkopplung.: Von ACER an BNetzA übertragen S. 112,

Ziel der Marktkopplung: Effiziente Nutzung der verfügbaren Day-Ahead Übertragungskapazitäten zwischen den beteiligten Ländern.

Ziel der Marktkopplung ist die effiziente Nutzung der Day-Ahead verfügbaren Übertragungskapazitäten zwischen den beteiligten Ländern. S. 158

Auf europäischer Ebene koordiniert die Bundesnetzagentur im Rahmen der Zusammenarbeit Regulierungsbehörden bei ACER die Umsetzung der gesamteuropäischen Marktkopplung.

Man findet sich an Bibelgeschichten erinnert:

Denn sie wissen nicht, was sie tun.

Man findet aber sofort einen Hinweis auf die Rolle, die die BnetzA einzunehmen gedenkt, indem Sie bereits jetzt versucht, gewünschte Ergebnisse vorab zu determinieren:

10.2. Die Bundesnetzagentur erwartet, dass auch die europäische Überprüfung des Gebotszonenzuschnitts die eigenen Analysen im Hinblick auf die deutschösterreichische Grenze bestätigt. S. 162

10.3. Messwesen:

Mit dem „Gesetz zur Öffnung des Messwesens bei Strom und Gas für Wettbewerb“ sowie der „Messzugangsverordnung“ kann ein Anschlussnutzer das für Einbau, Betrieb, Wartung von Messgeräten

und -systemen Messung zuständige Unternehmen selbst wählen. Statt des Netzbetreibers können dies auch Dritte sein. In den Netzgebieten von 784 Verteilernetzbetreibern übernehmen auch Dritte die Tätigkeit des Messstellenbetriebes. S. 242

In der Theorie eine klare Liberalisierung, die durchaus Sinn und Nutzen für die Endverbraucher ergeben könnte. Wäre die Praxis nicht die, dass die Verteilnetzbetreiber jeweils in ihrem „eigenen“ Netzgebiet und in den meisten bei ihnen angegliederten, formell unabhängigen Verteilnetzen detailliert darüber entscheiden, wer wie angeschlossen wird – es also z. B. verhindern, dass ein MFH-Besitzer seine Mieter direkt über einen gemeinsamen Anschluss (nur 1 x Zählergebühren) direkt mit selbst erzeugtem Strom versorgt oder schlicht eine Komplettmiete pauschal mit allem abrechnet.

Die weitaus schwerwiegendere und definitiv marktmanipulierende Vorgabe besteht aber darin, dass Verteilnetzbetreiber die Entscheidung darüber treffen, welcher Zähler eingebaut werden darf. Weder der Besitzer des Zählers noch der Messdienstleister darf einen anderen Zähler verwenden, nicht einmal dann, wenn der gewünschte Zähler den Zulassungskriterien der beauftragten Stellen entspricht.

Als Endkunde darf ich zwar für den Zähler bezahlen, aber aussuchen darf ich nicht. Die dominierende Stellung der Netzbetreiber als faktisches Monopol über den reinen Netzbetrieb hinaus bleibt unangetastet.

Woraus sich erklärt, dass vor allem die Großkonzerne alles dafür tun, de facto Netzbetreiber zu bleiben. Und sei es nur durch beherrschende Stellung der juristischen Person des Netzbetreibers. Wettbewerb gibt es genau deshalb nicht, weil kein Kunde einen Vorteil daraus ziehen könnte.

Daher gilt im Verteilnetz noch immer, dass Versorger, bzw. Grundversorger, Messdienstleister, Stromerzeuger und Verteilnetzbetreiber seitens der absoluten Mehrheit der Kunden als ein und das selbe Unternehmen gesehen werden und sich auch mehr oder weniger offen gegenseitig begünstigen.

Formale Liberalisierung aber braucht kein Mensch, denn die vergrößert nur die Zahl administrativer sowie hoch dotierter Posten

Deshalb ist auch nicht weiter verwunderlich:

10.4. In den Verteilernetzen werden an etwa 220.000 Zählpunkten (von 50.856.171 Zählpunkten, S. 241) dritte Messstellenbetreiber tätig, was einem Anteil von weniger als einem Prozent an der Gesamtzahl der Zählpunkte in diesen Netzen entspricht. S. 243

Vorteil und sicheres Geschäft für VNB, die sich eine eigene Meßdienstleistergesellschaft halten:

10.5. Im § 21 b ff. EnWG, EnWG ist der verpflichtende Einbau von „intelligenten“ Messsystemen beschrieben, wenn bestimmte Voraussetzungen erfüllt sind und die technische Möglichkeit gegeben ist. Messsysteme, die §§ 21d, 21e EnWG entsprechen:

2014: 79.206 Zählpunkte

2015: 90.244 Zählpunkte

Faktisch bleibt das fast ausschließlich das Geschäft der „Big Four“ via VNB, die ihre favorisierten Zähler zuliefern, die Margen einstreichen und über die Geschäftsanteile an den Messdienstleistern die Kontrolle behalten. Im RLM-Bereich verhält es sich ähnlich:

10.6. 408.325 Zählpunkte. Systeme die §§ 21d, 21e EnWG entsprechen: 60.792 Zählpunkte. S. 246

9. EU-Recht:

9. EU-Recht:

Seit 2012 Implementierung von Netzkodizes, hier für Regelenergie: S. 103.

Es handelt sich um verbindliches und unmittelbares Europäisches Recht, nicht um eine bestimmte Art Verschlüsselung von Daten. Auch dann nicht, wenn der Normalbürger den Inhalt nicht mehr versteht. BNetzA sieht sich als maßgeblichen Akteur, nicht nur Akteur, sondern maßgeblich.

8. Regelleistung:

8. Regelleistung:

8.1. Regelleistung: Alle Regelleistungen zusammen decken eine Zeitspanne von 1 Stunde ab. Trägheit, Minutenreserve, Primärregelleistung, Sekundärregelleistung, ab Seite 91,

Insgesamt eingesetzte Energiemengen rund 1,5 TWh (2010: 1,6 TWh; 2012: 2,1 TWh) für positive SRL und

2,3 TWh (2010: 4,5 TWh; 2012: 2,7 TWh) für negative SRL

Im Vergleich zum Vorjahr 2012 ist bei einer auf 3,8 TWh zurückgegangenen Gesamtarbeitssumme (2012: 4,8 TWh) eine leichte Verschiebung in Richtung der negativen SRL zu beobachten. S, 95

8.2. Systemdienstleistungen, S. 128: Gewährleistung der Systemstabilität ist Kernaufgabe der ÜNB. Erfolgt

durch drei Regelleistungsarten, die vorab ausgeschrieben werden:

Primärregelung (ca. 560 – 570 MW)

  • positive MRL 2015: (2014: 176 GWh)
  • negative MRL 2015 119 GWh (2014: 185)

Sekundärregelung

  • Positiv: 2.053 MW (2014: 2.058 MW):
  • Negativ: 2.027 MW an (2014: 1.987 MW)

Minutenreserve

  • Positiv: Mai 2015 mit 2.726 MW
  • Negativ: Januar 2015 mit 2.522 MW

2015 eingesetzte Energiemenge: 1,4 TWh (2014: 1,2 Twh) für positive SRL und 1,1 TWh (2014: 1,6 TWh) für negative. Gesamt 2,5 TWh. (2014: 2,8 TWh).

8.3. Maximaler Ausgleichsenergiepreis 2013: 1.608,20 € / MWh = 161 ct / kWh. S. 99

Maximaler Ausgleichsenergiepreis 2015 6.343,59 Euro/MWh = 634 ct. / kWh S. 137

8.4. Nach heutigem Wissensstand ist keine Effizienzsteigerung beim Einsatz von Regelenergie mehr möglich, S. 102.

Bedeutet. Es geht nur noch über Quantität statt Qualität. Für mich bedeutet es: Ausbau bringt keinen Mehrwert oder Mehrnutzen, nur mehr Rendite.

8.5. Optimierung durch internationale Erweiterung des NRV (Netzregelverbunds). S. 102,

Frage: Alle Teilnehmer bringen eine gleichermaßen ausgereizte Effizienz mit. Wie soll sich dadurch real etwas verbessern? Füge zwei Systeme gleicher Effizienz zusammen, die jeweils nicht mehr gesteigert werden kann, kann die Gesamteffizienz auch nicht wachsen. Simple Regel im Energiemanagement: Die Gesamteffizienz kann nie höher liegen als die Teileffizienz der schlechtesten Komponente.

8.6. Internationale Arbeitsteilung der ÜNB: Hauptschaltleitung der Transnet BW erledigt den Einsatz von Sekundärregelleistung für alle. S. 102.

Wäre daher ein sinnvolles Angriffsziel für Terroristen, Hacker, etc.

7. Reserven, Sicherheiten, Regelenergie:

7. Reserven, Sicherheiten, Regelenergie:

7.1. Stärkste Last Winterhalbjahr, S. 18

Bedarf Reservekraftwerke 2013/14 2,5 GW, S. 18; (Kein Einsatz erforderlich)

Bedarf Reservekraftwerksleistung Winter 2015/ 2016

7.515 MW (7,6 GW) knapp 3.000 MW „Inland“, rund 4.500 MW „Ausland“.

Die überaus sinnvoll anmutende Neueinführung einer Unterscheidung nach „Inland“ und „Ausland“ überrascht angesichts einer zunehmenden Marktintegration nach Europa an dieser Stelle.

7.2. Verglichen mit den Vorjahren sind die Reservekraftwerke während des Winterhalbjahres 2015/ 2016 sehr häufig von den Übertragungsnetzbetreibern angefordert worden, S. 24

Was bei seriöser Betrachtung die überaus mangelhafte Eignung der bisherigen Prognosemethoden an Hand von Handelsdaten ebenso entlarvt, wie auch die Unzulänglichkeit des frei nach Henry Ford III (Hubraum lässt sich nur durch eines ersetzen: Noch mehr Hubraum, als Statement gegen Turbolader und Kompressoren) adaptierten Prinzips:

Netzkapazität lässt sich nur durch noch mehr Netzkapazität ersetzen, als Statement gegen die Potentialausschöpfung auf den „unteren“ Netzebenen durch Implementierung diverser, vielfältiger, und real existierender Energiespeichertechnologien. Nun: Der Turbolader hat den Hubraum längst überflügelt.Was werden RES und Speichrtechnologien wohl mit den degenerativen Technologien anstellen?

7.3. Winterhalbjahr 2013/2014 kein Reserveeinsatzbedarf, S. 56

Kriterien Reservekraftwerke: netztechnische Wirksamkeit, technische Verfügbarkeit, Preisgünstigkeit, s. 56

Das Wort „Preisgünstigkeit“ kennt nicht einmal die MS Word-Rechtschreibprüfung, die mutmaßlich auf dem Duden beruht.

Was ist damit gemeint? Nach welchen Kriterien soll das berechnet werden?

Aber: Garantierte Aufwandsentschädigung für Reservekraftwerksbetreiber: Kein wirtschaftliches Risiko für investierte Mittel. (S. 56) Wie passt das zu einer was auch immer bedeutenden „Preisgünstigkeit“?

6. Marktdaten, Kapazitäten, Erzeugung, Nutzung:

6. Marktdaten, Kapazitäten, Erzeugung, Nutzung:

6.1. Gesunkene „Großhandelspreise“ sind eigentlich die Arbeitspreise plus die Margen der Händler, S. 6

6.2. 105,0 GW degenerative Erzeugungskapazität 2014, S. 17

6.2.1. …ist noch eine Zunahme der konventionellen Kraftwerkskapazitäten zu beobachten, S. 7

6.2.2. 106,7 GW degenerative Erzeugungskapazität 2015,

6.2.3. 106,2 GW, am Strommarkt teilnehmend 97,8 GW, S. 48

6.2.4. 96,4 GW in Betrieb / 1,4 GW eingeschränkt in Betrieb,

6.2.5. außerhalb des Strommarktes agierend 8,4 GW. S. 48.

6.2.6. 4,8 GW Netzreserve / 0,4 GW

6.2.7. Sicherheitsbereitschaft / 3,2 GW vorübergehend stillgelegt

6.3. 83,1 GW regenerative Erzeugungskapazität, S. 17

6.3.1. Insgesamt betrug der Zuwachs im Bereich der Erneuerbaren Energien 7,6 GW. Im Jahr 2014 betrug der Zuwachs 6,8 GW. S. 22, S. 43,

Oder klar und verständlich ausgedrückt:

89,9 GW regenerative Erzeugungskapazität 2014

97,5 GW regenerative Erzeugungskapazität 2015 (47,8%)

6.3.2. Überangebot an Erzeugungskapazitäten, S. 17

Überangebot Erzeugungskapazität in EU und D, S. 34

…dass deutschlandweit bzw. europaweit seit dem Jahr 2009 mehr Stromerzeugungskapazitäten bestehen, S. 22

6.3.3. Steigerung der Mengen als Optimierungsoption, S. 17

Wo ist da die Logik, der vernünftigerweise notwendige Zusammenhang? Das kann nur auf weitere Steigerung des Exports hinauslaufen, damit auf noch mehr Übertragungs-, bzw. Verschiebungsbedarf und somit noch mehr Netzausbau.

6.4. Nettostromerzeugung

6.4.1. Nettostromerzeugung RES 2013 146,3 TWh vs. 590,8 TWh, S. 17

6.4.2. Nettostromerzeugung RES insgesamt 24,76% S. 17

6.4.3 Kapazität: 83,1 GW vs. 188,1 GW = 44,18%

6.4.4. Insgesamt stieg die Nettostromerzeugung mit 594,7 TWh im Jahr 2015 gegenüber dem Jahr 2014 mit 583,6 TWh um 11,1 TWh. S. 9

Die deutschlandweite Nettostromerzeugung lag im Jahr 2015 bei 594,7 TWh (583,6 TWh im Jahr 2014). S. 22, S. 51

6.4.5. Die Nettostromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energieträger stieg um 26,0 TWh von 155,1 TWh (2014) auf 181,1 TWh (2015). Dies entspricht einem Anstieg gegenüber dem Jahr 2014 von 16,8%. S. 22, S. 51,

6.4.6. 2015 betrug die RES Erzeugung bereits über 31%, S. 7, S. 51

Nettostromerzeugung RES 2015 181,1 TWh vs. 594,7 TWh, S. 9, S. 51, S. 62,

Nettostromerzeugung RES insgesamt 31,4% S. 9, S. 51, S. 62,

6.4.7. Die Stromerzeugung aus nicht erneuerbaren Energieträgern nahm gegenüber dem Vorjahr um 15 TWh ab (-3,5 Prozent). S. 22 (413,6 TWh 2015 vs. 428,6 TWh).

Betrachten wir die Ausnutzungsgrade 2013. Degenerative Erzeugung hat ein Potential von ca. dem 8.000-fachen der Nennleistung zur Erzeugung von Strom. Theoretisch möglich sind also ca. 840 TWh erzeugbarer Strom. „Degenerativ“ erzeugt werden ca. 443 TWh, was einem mittleren Ausnutzungsgrad von ca. 53% der Technologien entspricht. Sogenannte regenerative, besser gesagt ressourcenneutrale oder generative Erzeugung hat im Mittel ein Potential des 1.500-fachen der installierten Nennleistung (PV 800 h, Wind 2.200 h bei in etwa gleich großer installierter Leistung). Das ergäbe ca. 124,7 TWh an potentieller Erzeugung, sofern man den Angaben der BnetzA und anderer zur Ergiebigkeit von RES-Erzeugung folgt.

Erzeugt wurden 2013 mit dem vorhandenen RES-Generatoren aber 146,3 GWh, was einem Ausnutzungsgrad von 117% entspricht. RES stellen also mehr bereit, als mit den üblichen Mitteln der Prognose zu erwarten wäre, haben einen um den Faktor zwei überlegenen Ausnutzungsgrad, ohne irgendwelche Ressourcen auf Dauer zu verbrauchen, werden aber dennoch überhaupt nicht in die Formel des magischen Zieldreiecks einbezogen. Obwohl einer der Faktoren dieses magischen Dreiecks Umweltverträglichkeit lautet. Mathematisch betrachtet muss die Gleichung dieses Dreiecks aufgehen. Wird nun einer der Faktoren dieser Dreiecksformel Null, dann ist das gesamte Ergebnis Null.

Kein Wunder also, sondern mathematische Logik, dass Null Klimaziele erreicht werden und sich unter dem Strich eigentlich gar nichts verändert. Das magische „Zieldreieck“ erweist sich als esoterisches Zieldreieck. Es geht nicht um faktische Verbesserung, sondern um den Verkauf eines Gefühls der Verbesserung.