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Dummheit, Energy - Energie, Politik

5. Markt, Macht und Konzentration:

5. Markt, Macht und Konzentration:

5.1. Im Rahmen des Monitorings keine umfassende Marktmachtanalyse…, S. 2

Im Rahmen des Monitorings wird aber bislang keine umfassende Marktmachtanalyse durchgeführt S. 35,

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

5.1.2. Rund 86 große Lieferanten (von 1.238) … beliefern hingegen absolut gesehen die meisten Zählpunkte. S. 185

5.1.3. 63 Lieferanten, d.h. rund 6%, beliefern Kunden in mehr als 500 Netzgebieten (von 831) … S. 187/188

5.2. Markt für A und D, S. 31

Marktdaten beruhen auf Auswertung von Fragebögen (!), S. 31

5.3. Marktkonzentration S. 6; rückläufige Marktmacht, S. 6

Marktanteile Big Four 77% 2010 auf 68% 2013, S. 33

aggregierter Marktanteil „Big Four“: 67%, S. 17

Vgl. 69,2% 2015, S. 10, S. 27

weiterhin stark konzentrierter Markt mit 67%, S. 34

BnetzA: Auf den beiden größten, bundesweiten Stromeinzelhandelsmärkten ist kein Anbieter mehr marktbeherrschend, S. 7. S. 27

5.4. 5% der Endkundenhändler sind in mehr als 500 Netzgebieten (von ca. 1.000) aktiv. S. 142/143.

17. August 2016; 879 VNB S. 33

5.4.1. BKartA: Das Bundeskartellamt geht davon aus, dass auf den beiden größten Stromeinzelhandelsmärkten inzwischen

kein Anbieter mehr marktbeherrschend ist. Der kumulierte Marktanteil der vier absatzstärksten Anbieter („Big Four“) beträgt auf dem bundesweiten Markt für die Belieferung von leistungsgemessenen Stromkunden 31% = 84 TWh, (2014 3%), S. 41,

und auf dem Markt für die Belieferung von nicht-leistungsgemessenen Stromkunden (insb. Haushaltskunden) mit einem Vertrag außerhalb der Grundversorgung 36% = 38 TWh (2014 36%),

S. 10, S. 42.

5.4.2. Absatzanteile aller SLP-Kunden inkl. Heizstrom- und Grundversorgungskunden, 66 TWh = Marktanteil

CR 4 „Big Four“ = 41% (2014 41 %). S. 42.

5.4.3. Im Monitoring wurden bei vier absatzstärksten Unternehmen (E.ON, EnBW, RWE und Vattenfall) ergänzend Stromerzeugungsmengen und –Kapazitäten abgefragt.

(Erzeugerfragebögen / Netzbetreiberfragebögen)

5.4.4. Die österreichische Regulierungsbehörde E-Control hat Daten Verfügung gestellt. S. 35

5.5. Aggregierter Marktanteil CR 4 auf dem Stromerstabsatzmarkt 2015 69,2%, bezogen auf Deutschland/Österreich. Steigerung von 2,2% zum Vorjahr. S 37

5.6. Anteil „Big Four“ an Kapazitäten für Stromerstabsatzmarkt mit 58,2 Prozent unter Vorjahresniveau, 61%; -2 GW. S. 39 Stromerstabsatzmarkt mit 58,2 Prozent unter Vorjahresniveau, 61%; -2 GW. S. 39

5.7. Der Stromerstabsatzmarkt ist mit einem CR 4 von 69,2 Prozent (Erzeugungsmengenanteil) somit weiterhin stark konzentriert. S. 40

2013 wurden die Grundversorgten und die Sondervertragskunden beim Grundversorger noch addiert: Es sind demnach mindestens 69%. Also besteht die Marktmacht des faktischen Kartells unverändert fort. Nicht gerechnet sind alle Aktionsanbieter und Stromdiscounter mit all den undurchschaubaren Tarifen, die im Grunde den „Big Four“ gehören, bzw. von deren Ex-Mitarbeitern gemanagt werden und deren einziger Zweck es ist, Mitbewerber zu verdrängen.

5.7. Die Marktmacht der größten Stromerzeugungsunternehmen hat in den letzten Jahren deutlich abgenommen. 2015 betrug der kumulierte Marktanteil der vier größten Stromerzeuger auf dem Stromerstabsatzmarkt (ohne EEG-Strom) 69,2 Prozent, was zwar eine Steigerung gegenüber dem Vorjahreswert um 2,2 Prozentpunkte bedeutet, aber immer noch unter dem Wert des Jahres 2010 (72,8 Prozent) liegt, S.9, S. 22

Also nochmal zum auf der Zunge zergehen lassen:

2013 aggregierter Marktanteil „Big Four“ 67% / 68%

2015 kumulierter Marktanteil „Big Four“ 69,2%

= deutlich abgenommen. Aha, ich habe etwas Neues gelernt.

5.8. Market Maker: Börsenteilnehmer, verpflichtet, gleichzeitig verbindliche Kauf- und Verkaufspreise zu veröffentlichen. Betroffene Unternehmen sind nicht gehindert, (darüber hinaus) Geschäfte als Börsenteilnehmer zu tätigen.

2015 waren am Terminmarkt der EEX für Phelix-Futures die gleichen vier Unternehmen als Market Maker aktiv wie in den Vorjahren:

E. ON SE (bzw. heute Uniper Global Commodities SE)

EDF Trading Limited

RWE Supply & Trading GmbH

Vattenfall Energy Trading GmbH

Anteil am Kauf- / Verkaufsvolumen von Phelix-Futures 33%. (ohne Zusatzgeschäfte/ Vorjahresniveau). S. 177 / 178

5.9. Anteil der umsatzstärksten Teilnehmer:

Betrachtung des Handelsvolumens: In welchem Maße ist der Börsenhandel konzentriert?

  • Großen Stromerzeugungsunternehmen
  • Finanzinstitute
  • Übertragungsnetzbetreiber – am Spotmarkt

Beachten: Umsätze eines Konzerns werden nicht aggregiert, sofern ein Konzern über mehrere Teilnehmerregistrierungen verfügt. S. 179

 

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4. Versorgungsrolle der BRD:

4. Versorgungsrolle der BRD:

4.1. BRD ist Erdgastransitland, S. 6 (Zur Verdeutlichung der Rolle der BRD im EU-Energie-Binnenmarkt hier darauf hingewiesen)

Zum Vergleich: Im- und Export Gas

Die Import- und Exportmengen von Gas sind im Vergleich zum Vorjahr leicht gesunken. Die Importmenge von Gas nach Deutschland ist von 1.542 TWh auf 1.534 TWh um rund 8,4 TWh gesunken. Auch der Export von Gas ist gesunken. Betrug er 810,1 TWh in 2014, so wurden 746,3 TWh im Jahr 2015 exportiert, S.11

4.2. BRD Energietransitland für Strom, „Drehscheibe“, S. 104 (Größeres Ausmaß bei Erdgas)

… fehlende physikalische Leitungskapazität zwischen Deutschland und Österreich wird offenkundig.

Ungeachtet aller Ausbaumaßnahmen führt der Stromhandel zwischen verschiedenen Marktgebieten unausweichlich zu ungeplanten Flüssen. … S. 153

Erstmals im Bericht 2016: Netzbilanz, hier für 2015.

4.3. Netzbilanz 2015: Überblick zur Aufkommens- und Verwendungsseite im deutschen Stromnetz für 2015.

4.3.1. Aufkommensseite: 626,8 TWh

Gesamte Netto-Stromerzeugung: 594,7 TWh

Pumpspeicher: 10,1 TWh

Importe durch physikalische Lastflüsse 32,1 TWh

4.3.2. Verwendungsseite 627,8 TWh.

Entnahme 488 TWh

Letztverbraucher: 475,9 TWh

Pumpspeicher: 12,1 TWh (Kraftwerkseigenverbrauch)

Nicht in die allgemeinen Versorgung eingespeist: 34,9 TWh

(Eigenverbrauch Industrie, gewerblich oder privat)

Netzverluste auf (ÜNB / VNB): 25,8 TWh

Exporte physikalische Lastflüsse: 79,1 TWh.

4.3.4. Statistische Erhebungsdifferenz: 1 TWh bzw. 0,16 Prozent.

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3. Faszinosa:

3. Faszinosa:

3.1. Ob mit der Vollendung der Thüringer Strombrücke ein wesentlicher Netzengpass beseitigt wird, kann bisher noch nicht abschließend beurteilt werden. S. 103

Insbesondere stellen noch nicht verfügbare Umspannwerke, über die der EEG-Strom in das vorgelagerte Höchstspannungsnetz rückgespeist werden kann, eine Ursache dar. (S. 107)

Weshalb sich genau die Verknüpfungspunkte der Netzebenen 1&2 (NS–MS); 2&3 (MS–HS) und 3&4 (HS–HöS) plus der Verknüpfungspunkte zwiuschen Netz und Erzeugern als Standorte für große, in gemeinnützig-genossenschaftlicher Form organsierte und auf basis einer Subsistenzrendite betriebene Akkuspeicher eignen.

Diese Investitionen hätte nebenbei den Effekt, sowohl den RES-Strom deutlich leichter integrierbar zu machen, als auch den gesamten Bedarf an Regelenergie mehrfach aufzubringen.Reserven ohne Ende.

Dabei ist stets daran zu denken, dass die Bereitstellung von Regelleistungen samt und sonders auf eine volle Stunde bezogen wird. Über eine Stunde hinaus ist keine Regelleistung vorgesehen, so dass die aktuell marktkonforme und marktgläubige Netztheorie davon ausgeht, dass via Handel und dem auf diesem beruhenden Dispatch (und aktuell noch Redispatch) auch keine über eine Stunde hinaus gehende unerwartete Regelenergie benötigt wird.

Zur Veranschaulichung Daten unter Reserven, Sicherheiten, Regelenergie (S. 12); Regelleistung (S. 13) und Ausgleichsenergie / Redispatch (Seite 16)

3.2. Die Ursachen für alle Eins-Man-Maßnahmen liegen hauptsächlich in den Übertragungsnetzen. Dem gegenüber wurden nur 7% Ausfallarbeit bei Anlagen an Übertragungsnetzen abgeregelt. Die restlichen 93% wurden bei Anlagen an Verteilernetzen abgeregelt.

Das bedeutet: Nach wie vor Vorfahrt für die gewaltigen Leistungen der Großkraftwerke. RES-Erzeuger „stören“ nur den bequemen Ablauf, den man sich angewöhnt hat.

3.3. Nach Quartalen: In windstarken Wintermonaten mehr Ausfallarbeit aus Windenergieanlagen abgeregelt. In Sommermonaten stieg der Anteil der in Solaranlagen abgeregelten Ausfallarbeit jedoch nur minimal an.

Bedeutet was? PV macht trotz Volatilität keine Probleme, weil der Strom erzeugungsnah verbraucht wird. Die höchsten Spitzen führen nur dazu, dass die „oberen“ Ebenen zeitweise weniger liefern können. Das ist es, was deren Stakeholder und die ihrer Brüder im Geiste mit ihrer gewohnten und liebgewonnen Erzeugung wirklich umtreibt.

3.4. Mitte April 2016 haben die ÜNB nach Genehmigung durch die BNetzA einen Teil der Netzreserveverträge mit ausländischen Kraftwerksbetreibern, die am 15. April ausliefen, bis zum 22. April 2016 verlängert. Grund hierfür waren netztechnische Restriktionen und die sehr geringe Wirksamkeit der ganzjährig verfügbaren deutschen Reservekraftwerke auf die Engpässe im Netz. S. 115

3.5. Insbesondere ist auffällig, dass im vierten Quartal 2015, das stark von Stürmen betroffen war, große Mengen an Energie aus Windenergie abgeregelt werden mussten. S. 109

3.6. Kohlestrom steigt an S. 6

2013 weitere Zunahme der Kohleverstromung S. 43

2013 mehr Kohlestrom zu Lasten Erdgas, S. 17:

Der Großteil des Leistungszuwachses bei den nicht erneuerbaren Energieträgern ist auf den Energieträger Steinkohle zurückzuführen (u. a. Inbetriebnahmen der Kraftwerke Moorburg A und B, des GKM in Mannheim und des Kraftwerks Wilhelmshaven). S. 44

3.7. CO2-Emissionen der Stromerzeugung: Erstmals durch BNetzA für 2015 (ab 10 MW) CO2-Ausstoß abgefragt. S. 52

3.8. KWK: Nur der Anteil, der der Stromerzeugung zuzuordnen ist. S. 52,

3.9. Multiplikation der Brennstoffeinsätze mit den brennstoffbezogenen CO2-Emissionsfaktoren. S.52.

3.10. Braunkohlekraftwerke 2015 163 Mio. t CO2 = 54,9% aller CO2-Emissionen der Stromerzeugung.

3.11. Steinkohlekraftwerke 97 Mio. t CO2

3.12. Erdgaskraftwerke 18 Mio. t

3.13. Restliche 23 Mio. t CO2: Mineralölkraftwerke (2 Mio. t), Abfall (7 Mio. t), sonstige Energieträger (14 Mio. t). S. 53

3.14. 3.469 MW degenerative im Bau (bis 2019)

3.15. Erdgas 1.922 MW

3.16. Steinkohle 1.055 MW

3.17. Sonstige 120 MW (davon 100 MW Akkuspeicher), S. 54

3.18. Stilllegungen bis 2019: 6.255 MW, vgl. S. 55,

3.19. Dadurch Ungleichgewicht Nord-Süd: gesamte Saldo für Süddeutschland beträgt im selben Zeitraum: -2.288 MW. S. 57 (negativ)

3.20. Um nicht nur den Ausbau der Erneuerbaren Energien zu erfassen, sondern auch einen Überblick über die gesamte Erzeugungslandschaft in Deutschland zu erhalten, ist eine Erweiterung des Registers auf sämtliche Erzeugungsanlagen – erneuerbar und konventionell, Neuanlagen und Bestandsanlagen, Strom und Gas – angedacht. Aus diesem Grund ist im Rahmen des Strommarktgesetzes eine Ermächtigungsgrundlage für das sogenannte Marktstammdatenregister in das EnWG aufgenommen worden. Das Marktstammdaten-register soll von der Bundesnetzagentur geführt werden. Dort sollen nicht nur alle Stromerzeugungsanlagen, sondern auch Stammdaten zu Stromverbrauchsanlagen, Speichern, Gasverbrauchs- und Erzeugungsanlagen und die Stammdaten sämtlicher Marktakteure mit energiewirtschaftlicher Bedeutung registriert werden. S. 58.

SK 340 g/kWh; BK 400 g/ kWh; Erdgas 240 g/k (eigene Quelle)

3.20 Maßnahmen zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau im Verteilernetz, ab S. 83, umfassend,

3.21 Eine Kontrolle der Angemessenheit des Netzausbaus findet auf VNB-Ebene insoweit nicht mehr statt. S. 86

3.22. … ergibt sich eine sehr heterogene Verteilung des Netzausbaubedarfs: S. 88

3.23. … prognostizierte Netzausbaubedarf ergibt sich nicht nur aufgrund des Zubaus von Erneuerbaren Energien und dezentralen Erzeugungsanlagen, sondern zu einem wesentlichen Teil auch aufgrund von Umstrukturierungsinvestitionen- und – zum Teil altersbedingten – Ersatzinvestitionen. S. 88

3.24. … Auch hier zeigt sich eine sehr heterogene Verteilung, welche neben den unterschiedlichen Netzstrukturen insbesondere von der Höhe der bereits installierten Leistungen bzw. dem prognostizierten Leistungszuwachs von Erneuerbaren-Energien-Anlagen abhängig ist. S. 91

All diese Erkenntnisse sind Hinweise darauf, dass ein dezentraler Ansatz Bottom-Up, der der geschilderten Heterogenität Rechnung trägt, der sinnvollere Weg ist, ein immer größer werdendes, europaweites Verbundnetz zu konzeptionieren und zu realisieren.

3.25. Aufhebungsentscheidung OLG Düsseldorf 28. April 2015 zu den Beschlüssen der BNetzA zu Redispatch (BK6-11-098 und BK8-12-019), dass nicht nur Aufwandsersatz, sondern auch weitere entstehende Kosten und entgangene Gewinnmöglichkeiten bei Redispatch erstattungsfähig seien, …

Einen klareren Hinweis auf das tatsächliche Arbeitsverhältnis zwischen BnetzA und ÜNB als eine Kassation gewährter Zahlungen durch ein höheres Gericht kann es eigentlich nicht geben. Selbst wenn die „Big Four“ in ihrer heutigen Erscheinungsform als 2 x 4 Großkonzerne – bei der Erzeugung hier und beim Betrieb der Netze dort – und deren Zusammenarbeit mit dem administrativen Exekutivorgan der Politik (BnetzA), durch die zudem der gesamte politische Entwicklungsgegenstand aus der Sphäre des eigentlich Politischen und damit aus der Gestaltungsmöglichkeit der demokratischen Entscheidungsfindung entfernt wurde, selbst wenn also dieses informelle, auf Fach- und Detailwissen, sowie weitgehend gemeinsamer Ausbildungsherkunft beruhende Kartell dieser Vier und der BnetzA, an Hand der rechtlichen Organisationsform derer Zusammenarbeit nicht als Kartell in üblichem Sinne bezeichnet werden kann, so handelt es sich um ein faktisches Kartell, dessen Akteure sich ohne schlechtes Gewissen gegenseitig bevorteilen und sich als geschlossener Zirkel auf vielfältigen Wegen in erster Linie um Erhalt und höchstmögliche Rentabilität ihrer jeweiligen Geschäftsmodelle bemühen. Es geht um nichts als um den Erhalt des ökonomischen Status Quo, egal um welchen Preis. Denn den bezahlt – wie aus den direkt vorgelegten Monitoringberichten, offiziellen Statistiken und weiteren Quellen klar nachweisbar ist – eine absolute Mehrheit von Stromverbrauchern so ziemlich alleine, und das über einen Verbrauchsanteil kleiner 35% am bundesweiten Stromverbrauch.

Sicher würde eine gleichmäßige Umlage aller Kostenbestandteile der Elektrizität – was der allgemeinen Auffassung von Gerechtigkeit am nächsten käme – spürbare Implikationen auf die exportorientierte Wirtschaft der BRD – die unseren gegenwärtigen Lebensstandard angeblich erst ermöglicht – mit sich bringen. Was aber eine Vielzahl von Bedeutungen und weiteren Implikationen mit sich bringt. Allesamt andere als zwangsläufig das übliche Wehklagen, dass damit der Niedergang der Industrienation eingeleitet würde. Den Niedergang bewirken die aktuallen Politken und Managementstrukturen schon selbst,auch wenn es im Augenblick noch überhaupt nicht so aussieht.

Nein, solche Angstszenarien sind hanebüchener Unsinn, denn die Wirtschaftsleistung einer Volkswirtschaft hängt ganz grundsätzlich von den realen Bedürfnissen ihrer Bevölkerung ab. So und nicht anders lautet der Zusammenhang. Der aktuelle Zustand, die Befriedigung dieser Bedürfnisse über den Umweg des Exports von letztlich innervolkswirtschaftlicher Arbeitskraft und den somit möglichen Re-Import von Waren und Dienstleistungen zu decken, geht zwar auf kurze und mittlere Sicht auf, ist aber auf Dauer unhaltbar.

Spätestens dann, wenn wesentliche Primärressourcen – vor allem Primärenergieträger – nicht mehr zu grotesk niedrigen Preisen im Vergleich zum potentiellen Wert ihrer Wiederherstellung verfügbar sind.

Mit anderen Worten: Wir haben einen Planeten als Vehikel für unsere stetig anspruchsvollere und auch materiell wachsende Lebensführung geliehen und fahren dessen Ressourcentanks leer. Sobald die Tanks leer sind, ist Schluss. Aussteigen und Schieben funktioniert nicht. Dabei sollten wir nicht vergessen: Auch frei verfügbarer Sauerstoff und Stickstoff sind Ressourcen und wir sind an eine Atemluft angepasst, deren Bestandteile nur in engen Grenzen verändert werden können, ohne unsere Lebensbedingungen und unsere Leistungsfähigkeit zu beeinträchtigen. Meine Vorhersage: Die messtechnisch feststellbare Klimaerwärmung ist nicht unser größtes Problem, das werden wir sehr schnell – also noch innerhalb der Lebensspanne der Babyboomer-Generation auch subjektiv feststellen.

3.26 Während die vorgenannten Punkte Einfluss auf das Kostenniveau nehmen, hat die steigende Eigenerzeugung von Strom Auswirkungen auf die Stromentnahme aus dem Netz der allgemeinen Versorgung. S. 119

Und bisher hat niemand in der Glaubens-, Kartell-, Ausbildungs- und Überzeugungsblase BnetzA / ÜNB gemerkt, dass das allein rein systemisch auf der physikalischen Ebene bereits enorme, reale physikalische Effekte auf sowohl die jeweils verfügbaren bzw. abgerufenen Leistungen, als auch auf die insgesamt lieferbare Energie hat. Warum hält man eisern am marktkonformen Nachfragemodell fest, in welchem RES noch immer per definitionem keine Rolle für die Prognosen spielen? Der steigende Re-Dispatch ist kein Problem „unkontrollierbar“ wachsender RES-Erzeugung, sondern mangelhafter Prognosen auf Grund fehlerhafter Methodologien. Re-Dispatch ist wie Re-Organisation: Die bisherige Organisationsmethode war einfach nur ungeeignet. Vernünftiger Weise wechselt man sie aus, statt sie zu verstärken. Es geht hier nur um Taktiken, nicht um Strategien. Diese Taktiken aber bringen die Strategien (Stopp des Klimawandels, Umsetzung des Energiewandel) zum Einsturz.

3.27. Die Vermutung, dass der Anschluss von Kraftwerken an nachgelagerte Netzebenen den Ausbau des Netzes mindern würde, hat sich nicht bewahrheitet

Natürlich nicht.Schlicht,weil der Ausbau des Übertragungsnetzes mit dem Geschehen auf Netzebene 1 und 2 (Zubau RES und KWK, verstärkte Nutzung von Strom für Wärme und Verkehr,, etc.) nichts zu tun hat. Diese Feststellung unterstützt im Gegenteil das Faktum, dass es der über immer weitere Räume stattfindende Handel mit Energie und Leistung ist, der den Ausbau antreibt, und eben nicht die Integration der RES.

3.28. Der Kostenanstieg ist u.a. auf folgende Sachverhalte zurückzuführen: Durch verstärkte dezentrale Erzeugung wird die bestehende Kapazität des vorgelagerten Netzes in einem geringeren Umfang genutzt.

Zunächst wäre zu klären, was mit „vorgelagertem“ Netz eigentlich gemeint ist. Die Netzebenen 1 und 2, teilweise auch, 3 können wohl nicht gemeint sein, wenn man logisches Denken unterstellt.Denn wie soll zunehmende dezentrale Erzeugung diese nicht nutzen? Tragen z. B. die Betreiber kleiner PV-Anlagen den Strom jetzt mit Eimern zu den Nachbarn?

Mit „vorgelagertem Netz“ können also nur die Netzebene 4 und teilweise 3 gemeint sein. Oder meinen die Adepten der Verbrennungsphilosophie damit etwa, dass die Netzebene 1 und 2 wegen der dezentralen Erzeuger weniger Strom aus ihren geliebten „Scheiterhaufen intergenerationeller Verantwortungslosigkeit“ in die Haushalte und Gewerbebetriebe bringen können? Dann ist die Aussage schlicht falsch, denn diese Netzebenen werden nach wie vor genutzt. Nur eben nicht im Sinne der Betreiber degenerativer Ressourcenvernichtung.

Womit klar wird, warum die Pflege folgender Mythen bislang fortbesteht:

3.29. Fahrplanänderungen 2015: 134,9 Twh (2014: 96,4 Twh. Die gegenüber dem Vorjahr (sowohl anzahl- als auch volumenmäßig) abermals starke Zunahme der untertägigen Fahrplanänderungen lässt sich unter anderem durch die zunehmende intermittierende Einspeisung aus Erneuerbaren Energien erklären, die häufig einen untertägigen Ausgleich über den Intraday-Handel erforderlich macht. S. 140

Erklären Sie bitte, wie weitgehend vorhersagbare Energien „intermittieren“, die rechnerisch in die Prognose gar nicht einfließen und deren Präsenz sich auf einer Netzebene auswirkt, die durch das aktuelle Prognoseinstrumentarium überhaupt nicht betrachtet wird?

Einen besseren Nachweis kann ich auch nicht liefern: Da fehlt es schlicht an der geeigneten Betrachtung, in dem Fall einer Gesamtbetrachtung aller physikalischen Energieflüsse auf Basis 15-minütiger Messung, samt Ableitung der mittleren Leistung und Registrierung des Leistungspeaks und Veröffentlichung auf offenen Online-Portalen.

Genau das aber wird seit langem verweigert. Es ist umso dringender, das gesamte System endlich an den effizienteren Stellen aufzurüsten, statt der Bevölkerung weiter mit nebulösem Wording Unfähigkeit einzureden, das System zu verstehen und es auf diesem Weg zum Wohlgefallen von Finanzinstituten in Abhängigkeit zu halten. Sie haben es ja gerade selbst zugegeben, dass die „vorgelagerten“ Netzebenen – also 1 und 2 – weniger Strom aus den degenerativen Kraftwerken alter Art aufnehmen, weil bereits Strom da ist. Damit ist die Idee der Stromfernübertragung zu Sicherstellung von Versorgung bereits ad absurdum geführt.

Das eigentliche Problem sind bestenfalls punktuelle Bedarfe, für die bisher die realen Nachweise bei den SRE und NEP fehlen. Benennen Sie also klar, wer wann welchen Strom von ganz-weit-weg braucht und sorgen Sie dafür, dass dieser Bedürftige auch den Transport bezahlt. Nicht ausschließlich die Millionen Kleinverbraucher.

Wie bereits erläutert: Wenn bei BnetzA und ÜNB die Prognosen nicht aufgehen, ist offenbar die Realität schuld. Nicht der, der die Methodologie der Prognose-Erhebung festlegt. Was das andere unter anderem ist, bleibt unklar.

Dummheit, Energy - Energie

1. Dicke Hunde, Ungereimtheiten, Fragwürdiges:

1. Dicke Hunde, Ungereimtheiten, Fragwürdiges:

Die meiner Meinung nach dicksten Hunde im 2014er Bericht:

1. 1. Die paradigmatische Behauptung des 2014er Berichts: 2014: Energiewende schreitet schnell voran, S.6

Lesart 2016: Gestaltung der Energiewende ist weiterhin der bestimmende Faktor für den Energiemarkt in Deutschland. S. 7

Ist das bereits ein Paradigmenwechsel bei RES?

1. 2. Die Richtung des Stromflusses entspricht nicht immer der Richtung des Stromhandels. S. 115.

Aha, Warum in Zeus Namen (dieser schleuderte einst Blitze und ist daher schon von Amts wegen Elektrizitätsexperte) trägt niemand dieser Einsicht Rechnung und denkt entsprechend über einen an der physikalischen Realität orientierten Netzausbau nach? Handel gern. Soweit nötig und nützlich. Aber nicht um des Handelns willen und schon gar nicht mit dem Ergebnis, dass der am billigsten erzeugte Strom aus deutschen Braunkohlekraftwerken bis Portugal, Marokko, Tunesien, in die Türkei und womöglich Wladiwostok geliefert werden kann, indem die Mehrheit der Menschen hier in Zentraleuropa immer größere Anteile an der notwendigen Infrastruktur durch Verzicht an anderer Stelle refinanziert. Forderung: Kein Netzausbau ohne Mehrnutzen für alle.

1.3. Ring- und Transitflüsse sind natürliche Phänomene vermaschter Netze, S. 115,

Sie werden aber unverständlicher Weise als lästiges Problem dem Versuch der Vermeidung durch stärkere Leitungen andernorts unterzogen, statt durch wissenschaftlich-technische Erarbeitung der funktionalen Beziehungen als Aktionsprinzip in die Netzentwicklung einbezogen zu werden (Pendant zur Block-Chain in der IT).

PST (Phasen-Schieber-Transformatoren) und pPST (provisorische PST) S. 115,

Sind Verhinderungsinstrumente für verteilte Energieflüsse und tatsächlich benötigte Leistungsverschiebungen über ein besser vermaschtes europäisches Netz. Nur gewünscht, weil die physikalischen Realitäten dem eindimensionalen Einbahnstraßenverständnis der Vizekönige unserer Energiehandelsföderation widersprechen oder einfach im Weg stehen. Hinter dem angeblichen Schutz des polnischen Netzes steckt viel wahrscheinlicher nur ein weiterer Vorwand, um den realen Druck auf den Ausbau in der BRD zu verstärken. Es wäre genauso möglich und ggf. sinnvoll, das Netz in europäischem Sinne auch in Polen, Tschechien, der Slowakei etc. zu verstärken.

1. 4. Der Evergreen: Das magische Zieldreieck: Versorgungssicherheit, „Preisgünstigkeit“ und Umweltverträglichkeit, S. 57;

Oder konkret ausgedrückt. Die faktische Aufhebung der Energiewende durch die Hintertür in Form sich weitgehend neutralisierender und in der Regel unvereinbarer Ziele.

Lautet in 2016 so: Schwerpunkte der Bundesnetzagentur liegen in den Netzbereichen, der Versorgungssicherheit und der Belieferung von Haushaltskunden. S. 7

Die Ziele Umweltverträglichkeit und „Preisgünstigkeit“ wurden von den Magiern der Netzplanung wie von wundersamer Hand weggezaubert …

1. 5. Fragestellung der BNetzA:

Ist nach Abbau der Überkapazitäten noch ein wirtschaftlicher Betrieb konventioneller Erzeugungsanlagen möglich? S. 57

Worauf gründet der Bedarf an Möglichkeit des Betriebs konventioneller, besser gesagt degenerativer Erzeugung? Die bessere Frage lautet: Ist ein weiterer Betrieb konventioneller Anlagen überhaupt mit dem Ziel Umweltverträglichkeit vereinbar? Ist er überhaupt wünschenswert? Diese Frage wurde zwar von der Politik längst beantwortet, die Antwort jedoch von Industrie und Verbänden so lange negiert und bekämpft, bis das Topic untergegangen ist.

1. 6. Die Energiewende hat auch in 2013 keinen maßgeblichen Einfluss auf die Versorgungsqualität: S. 59

Damit beerdigt die BNetzA den als Glaubensbekenntnis einst vom BDEW übernommenen und inbrünstig angebeteten Mythos, die Energiewende würde die Netze überlasten, das sei nicht zu schaffen, etc. Und wie auf Bestellung wird im Gegensatz dazu kurz darauf trotzdem verkündet:

1.7.Starker RES-Ausbau stellt VNB vor große Herausforderungen, S. 72,

Soll der Mythos also doch am Leben erhalten werden?

Allgemein, Energy - Energie, Politik

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…

https://www.youtube.com/watch?v=yaCiVvBD-xc

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Dummheit, Politik, Zeitgenössisches

Das EEG 2017 – Auszüge für PV-Anlagen Interessierte

Auszüge aus dem Erneuerbare Energien Gesetz für PV-Anlagen Interessierte


„Thomas Blechschmidt: Was ist 2017 für Photovoltaik neu oder weiter relevant im Erneuerbare Energien Gesetz? Abgesehen davon, dass es immer noch in Kraft ist und es vernünftiger wäre, es einzustellen? Eine Zusammenfassung und Kommentierung.“

https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__3.html

(„Für Betreiber von Photovoltaik, Fotovoltaik, Solaranlagen oder wie auch immer. Dies steht hier nur wegen der Tags…
Photovoltaik genügt und ist ausreichend anspruchsvoll.“)

§ 1. (3) Das Ziel nach Absatz 2 Satz 1 dient auch dazu, den Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Bruttoendenergieverbrauch bis zum Jahr 2020 auf mindestens 18 Prozent zu erhöhen. “
Thomas Blechschmidt: Energieverbrauch ist leider immer noch ein vollkommen falscher Begriff, Energie kann nicht verbraucht werden, da physikalische Erhaltungsgröße“

Zu § 2 Grundsätze des Gesetzes „(TB: ff in vielen der folgenden §§)“

„Thomas Blechschmidt: Unverändert die allgemeine grundsätzlich irreführende Formulierung ‚erneuerbare Energien‘. Was nicht verbraucht werden kann, kann auch nicht erneuert werden. Logik. Faszinierend, wie sehr der Mensch sich in seine eigene Gedankenlosigkeit verlieben kann.“

§ 3.1. „Anlage“ jede Einrichtung zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas, wobei im Fall von Solaranlagen jedes Modul eine eigenständige Anlage ist; als Anlage gelten auch Einrichtungen, die zwischengespeicherte Energie, die ausschließlich aus erneuerbaren Energien oder Grubengas stammt, aufnehmen und in elektrische Energie umwandeln,

§ 3.6. „Bemessungsleistung“ der Quotient aus der Summe der in dem jeweiligen Kalenderjahr erzeugten Kilowattstunden und der Summe der vollen Zeitstunden des jeweiligen Kalenderjahres abzüglich der vollen Stunden vor der erstmaligen Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas durch eine Anlage und nach endgültiger Stilllegung dieser Anlage,

„Thomas Blechschmidt: Eine reichlich unpräzise schwammige und schwurbelige Formulierung. Wohl in der Absicht, den Gesetzestext kurz zu halten, was aber zu Lasten der Exaktheit geht. Gemeint ist die erzeugte Strommenge über das gesamte Jahr durch die Anzahl der tatsächlich produktiven Vollbenutzungsstunden zu teilen. Dabei entfallen alle etwaigen Zeiträume vor oder nach einer gültigen Betriebsdauer. Sprich: Falls die Anlage nicht das ganze Jahr laufen konnte oder durfte (rechtliche oder technische Gründe), sondern mitten unter einem Kalenderjahr in oder außer Betrieb gegangen ist. Vollbenutzungsstunden sind eine technische Größe, die die tatsächlich bei jeder Anlage schwankende Leistung und den dadurch/damit nicht konstanten Stromertrag auf die 100%-Leistung der Anlage nach Norm hochrechnen. Damit wird rechnerisch ein Zustand simuliert, als wäre die Anlage unter den exakten Normbedingungen konstant gelaufen. Der Wert dient Vergleichszwecken, Dimensionierungen und Berechnungen durchschnittlicher Effizienz, Wirtschaftlichkeit etc. Zur Entschuldigung des geplagten Gesetzgebers sei gesagt, dass so viele und derart komplexe Zusammenhänge in kein Gesetz passen. Allerdings spricht rein gar nichts gegen die Verwendung technisch solider, korrekter und eingeführter Begriffe und der Verweis auf weiterführende Quellen zu Erläuterung: Vollbenutzungsstunden = VBH“

https://www.google.de/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=9&ved=0ahUKEwiJ-7n75qrSAhWISBQKHfOACc4QFghSMAg&url=http%3A%2F%2Fwww.iwu.de%2Ffileadmin%2Fuser_upload%2Fdateien%2Fenergie%2Ftektool%2FTEK-Methodik_6.2_final_ISBN.pdf&usg=AFQjCNG4PIrK2zxcVaDrFO7GgaJErIoulA&sig2=V80l-2MUdiJSEOWjH-z_-g&bvm=bv.148073327,d.bGg&cad=rjahttp://energieeinkauf.info/faq/netznutzung/was-sind-benutzungsstunden

„Auch Volllaststunde:“ https://de.wikipedia.org/wiki/Volllaststunde

„Thomas Blechschmidt: Wobei es hier etwas spezieller um Motorleistungen und Heizungsleistungen geht. Das Prinzip ist aber identisch.“

§ 3.22. „Freiflächenanlage“ jede Solaranlage, die nicht auf, an oder in einem Gebäude oder einer sonstigen baulichen Anlage angebracht ist, die vorrangig zu anderen Zwecken als der Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie errichtet worden ist,

§ 3.30. „Inbetriebnahme“ die erstmalige Inbetriebsetzung der Anlage ausschließlich mit erneuerbaren Energien oder Grubengas nach Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft der Anlage; die technische Betriebsbereitschaft setzt voraus, dass die Anlage fest an dem für den dauerhaften Betrieb vorgesehenen Ort und dauerhaft mit dem für die Erzeugung von Wechselstrom erforderlichen Zubehör installiert wurde; der Austausch des Generators oder sonstiger technischer oder baulicher Teile nach der erstmaligen Inbetriebnahme führt nicht zu einer Änderung des Zeitpunkts der Inbetriebnahme,

§ 3.38. „Regionalnachweis“ ein elektronisches Dokument, das ausschließlich dazu dient, im Rahmen der Stromkennzeichnung nach § 42 des Energiewirtschaftsgesetzes gegenüber einem Letztverbraucher die regionale Herkunft eines bestimmten Anteils oder einer bestimmten Menge des verbrauchten Stroms aus erneuerbaren Energien nachzuweisen,

„Frage Thomas Blechschmidt: Wozu dient und nützt ein Regionalnachweis, wenn unter Aufbietung allen denkbaren Einflusses alles Mögliche – ob sinnvoll oder nicht – unternommen wird, um auch geringste Mengen elektrischer Energie hunderte und tausende Kilometer vom Bereitstellungsort nutzen zu können?“

§ 3.41 „Solaranlage“ jede Anlage zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie,

§ 3.43b. „Stromerzeugungsanlage“ jede technische Einrichtung, die unabhängig vom eingesetzten Energieträger direkt Strom erzeugt, wobei im Fall von Solaranlagen jedes Modul eine eigenständige Stromerzeugungsanlage ist,

§ 9 Technische Vorgaben

§ 9 (1) Anlagenbetreiber und Betreiber von KWK-Anlagen müssen ihre Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt mit technischen Einrichtungen ausstatten, mit denen der Netzbetreiber jederzeit

1. die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann und

2. die Ist-Einspeisung abrufen kann.

Die Pflicht nach Satz 1 gilt auch als erfüllt, wenn mehrere Anlagen, die gleichartige erneuerbare Energien einsetzen und über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind, mit einer gemeinsamen technischen Einrichtung ausgestattet sind, mit der der Netzbetreiber jederzeit

1. die gesamte Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann und

2. die gesamte Ist-Einspeisung der Anlagen abrufen kann.

https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016/__14.html

§ 9 (2) Betreiber von Solaranlagen

1. mit einer installierten Leistung von mehr als 30 Kilowatt und höchstens 100 Kilowatt müssen die Pflicht nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 oder Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 erfüllen,

2. mit einer installierten Leistung von höchstens 30 Kilowatt müssen

a) die Pflicht nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 oder Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 erfüllen oder

b) am Verknüpfungspunkt ihrer Anlage mit dem Netz die maximale Wirkleistungseinspeisung auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzen.

„Thomas Blechschmidt: Achtung Hausbesitzer, diese Lösung ist standardmäßig am einfachsten. Bei Kauf eines so genannten Batteriespeichers sollte man sich bezüglich der technischen Verknüpfung detailliert beraten lassen, wie die Einbindung am sinnvollsten vorzunehmen ist. Beachten sie dabei auch die 70%-Regelung.“

§ 9 (3) Mehrere Solaranlagen gelten unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der installierten Leistung im Sinne der Absätze 1 und 2 als eine Anlage, wenn

1. sie sich auf demselben Grundstück oder Gebäude befinden und

2. sie innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen worden sind.

„Thomas Blechschmidt: Achtung Hausbesitzer: Klüger ist es, im Abstand von jeweils mehr als 12 Monaten eine eigene Anlage bis 9.999 Watt (≤10 KW) in Betrieb zu nehmen.

Querverweis auf Verordnung über Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Elektrizitätsversorgung in Niederspannung (Niederspannungsanschlussverordnung – NAV)“

§ 18 Haftung bei Störungen der Anschlussnutzung

§ 18 (1) Soweit der Netzbetreiber für Schäden, die ein Anschlussnutzer durch Unterbrechung oder durch Unregelmäßigkeiten in der Anschlussnutzung erleidet, aus Vertrag, Anschlussnutzungsverhältnis oder unerlaubter Handlung haftet und dabei Verschulden des Unternehmens oder eines Erfüllungs- oder Verrichtungsgehilfen vorausgesetzt wird, wird

1. hinsichtlich eines Vermögensschadens widerleglich vermutet, dass Vorsatz oder grobe Fahrlässigkeit vorliegt,

2. hinsichtlich der Beschädigung einer Sache widerleglich vermutet, dass Vorsatz oder Fahrlässigkeit vorliegt.
Bei Vermögensschäden nach Satz 1 Nr. 1 ist die Haftung für sonstige Fahrlässigkeit ausgeschlossen.

§ 18 (2) Bei weder vorsätzlich noch grob fahrlässig verursachten Sachschäden ist die Haftung des Netzbetreibers gegenüber seinen Anschlussnutzern auf jeweils 5.000 Euro begrenzt. Die Haftung für nicht vorsätzlich verursachte Sachschäden ist je Schadensereignis insgesamt begrenzt auf

1. 2,5 Millionen Euro bei bis zu 25.000 an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern;

2. 10 Millionen Euro bei 25.001 bis 100.000 an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern;

3. 20 Millionen Euro bei 100.001 bis 200.000 an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern;

4. 30 Millionen Euro bei 200.001 bis einer Million an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern;

5. 40 Millionen Euro bei mehr als einer Million an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern. (ff)

https://www.gesetze-im-internet.de/nav/BJNR247710006.html

§ 11 Abnahme, Übertragung und Verteilung

§ 11 (1) Netzbetreiber müssen vorbehaltlich des § 14 den gesamten Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas, der in einer Veräußerungsform nach § 21b Absatz 1 veräußert wird, unverzüglich vorrangig physikalisch abnehmen, übertragen und verteilen. Macht der Anlagenbetreiber den Anspruch nach § 19 in Verbindung mit § 21 geltend, umfasst die Pflicht aus Satz 1 auch die kaufmännische Abnahme. Die Pflichten nach den Sätzen 1 und 2 sowie die Pflichten nach § 3 Absatz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes sind gleichrangig.

„Thomas Blechschmidt: Einspeisevorrang. Einer der am stärksten bekämpften Bestandteile des EEG.“

§ 16 Netzanschluss

§ 16 (1) Die notwendigen Kosten des Anschlusses von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas an den Verknüpfungspunkt nach § 8 Absatz 1 oder 2 sowie der notwendigen Messeinrichtungen zur Erfassung des gelieferten und des bezogenen Stroms trägt der Anlagenbetreiber.

§ 16 (2) Weist der Netzbetreiber den Anlagen nach § 8 Absatz 3 einen anderen Verknüpfungspunkt zu, muss er die daraus resultierenden Mehrkosten tragen.

§ 19 Zahlungsanspruch

§ 19 (1) Betreiber von Anlagen, in denen ausschließlich erneuerbare Energien oder Grubengas eingesetzt werden, haben für den in diesen Anlagen erzeugten Strom gegen den Netzbetreiber einen Anspruch auf

1. die Marktprämie nach § 20 oder

2. eine Einspeisevergütung nach § 21.

§ 19 (2) Der Anspruch nach Absatz 1 besteht nur, soweit der Anlagenbetreiber für den Strom kein vermiedenes Netzentgelt nach § 18 Absatz 1 Satz 1 der Stromnetzentgeltverordnung in Anspruch nimmt.

§ 19 (3) Der Anspruch nach Absatz 1 besteht auch, wenn der Strom vor der Einspeisung in ein Netz zwischengespeichert worden ist. In diesem Fall bezieht sich der Anspruch auf die Strommenge, die aus dem Stromspeicher in das Netz eingespeist wird. Die Höhe des Anspruchs pro eingespeister Kilowattstunde bestimmt sich nach der Höhe des Anspruchs, die bei einer Einspeisung ohne Zwischenspeicherung bestanden hätte. Der Anspruch nach Absatz 1 besteht auch bei einem gemischten Einsatz mit Speichergasen.

„Thomas Blechschmidt: Grammatik! Vielleicht wäre „je eingespeiste Kilowattstunde besser.“

§ 21b Zuordnung zu einer Veräußerungsform, Wechsel

§ 21b (1) Anlagenbetreiber müssen jede Anlage einer der folgenden Veräußerungsformen zuordnen:

1. der Marktprämie nach § 20,

2. der Einspeisevergütung nach § 21, auch in der Form der Ausfallvergütung, oder

3.der sonstigen Direktvermarktung nach § 21a.

Sie dürfen mit jeder Anlage nur zum ersten Kalendertag eines Monats zwischen den Veräußerungsformen wechseln.

§ 21 Einspeisevergütung

§ 21 (1) Der Anspruch auf die Zahlung der Einspeisevergütung nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 besteht nur für Kalendermonate, in denen der Anlagenbetreiber den Strom in ein Netz einspeist und dem Netzbetreiber nach § 11 Absatz 1 zur Verfügung stellt, und zwar für

1. Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 Kilowatt, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt worden ist; in diesem Fall verringert sich der Anspruch nach Maßgabe des § 53 Satz 1, oder

2. Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt für eine Dauer von bis zu drei aufeinanderfolgenden Kalendermonaten und insgesamt bis zu sechs Kalendermonaten pro Kalenderjahr (Ausfallvergütung); in diesem Fall verringert sich der Anspruch nach Maßgabe des § 53 Satz 2 und bei Überschreitung einer der Höchstdauern nach dem ersten Halbsatz nach Maßgabe des § 52 Absatz 2 Satz 1 Nummer 3.

§ 21 (2) Anlagenbetreiber, die die Einspeisevergütung in Anspruch nehmen,

1. müssen dem Netzbetreiber den gesamten in dieser Anlage erzeugten Strom zur Verfügung stellen, der

a) nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht wird und

b) durch ein Netz durchgeleitet wird, und

2. dürfen mit dieser Anlage nicht am Regelenergiemarkt teilnehmen.

§ 21a Sonstige Direktvermarktung

Das Recht der Anlagenbetreiber, den in ihren Anlagen erzeugten Strom ohne Inanspruchnahme der Zahlung nach § 19 Absatz 1 direkt zu vermarkten, (sonstige Direktvermarktung), bleibt unberührt.

§ 21b Zuordnung zu einer Veräußerungsform, Wechsel

§ 21b (2) Anlagenbetreiber dürfen den in ihren Anlagen erzeugten Strom prozentual auf verschiedene Veräußerungsformen nach Absatz 1 aufteilen; in diesem Fall müssen sie die Prozentsätze nachweislich jederzeit einhalten. Satz 1 ist nicht für die Ausfallvergütung anzuwenden.

§ 21b (3) Die Zuordnung einer Anlage oder eines prozentualen Anteils des erzeugten Stroms einer Anlage zur Veräußerungsform einer Direktvermarktung ist nur dann zulässig, wenn die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert wird.

§ 21b (4) Unbeschadet von Absatz 1 können Anlagenbetreiber

1. jederzeit ihren Direktvermarktungsunternehmer wechseln oder

2. Strom vorbehaltlich des § 27a vollständig oder anteilig an Dritte weitergeben, sofern diese den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen und der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird.

§ 22 Wettbewerbliche Ermittlung der Marktprämie

§ 22 (1) Die Bundesnetzagentur ermittelt durch Ausschreibungen nach den §§ 28 bis 39j, auch in Verbindung mit den Rechtsverordnungen nach den §§ 88 bis 88d, und dem Windenergie-auf-See-Gesetz die Anspruchsberechtigten und den anzulegenden Wert für Strom aus Windenergieanlagen an Land, Solaranlagen, Biomasseanlagen und Windenergieanlagen auf See.

§ 22 (3) Bei Solaranlagen besteht der Anspruch nach § 19 Absatz 1 für den in der Anlage erzeugten Strom nur, solange und soweit eine von der Bundesnetzagentur ausgestellte Zahlungsberechtigung für die Anlage wirksam ist. Von diesem Erfordernis sind Solaranlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 750 Kilowatt ausgenommen.

§ 22 (6) Für Windenergieanlagen an Land, Solaranlagen und Biomasseanlagen, deren Anspruch auf Zahlung nach § 19 Absatz 1 nicht nach den Absätzen 2 bis 5 von der erfolgreichen Teilnahme an einer Ausschreibung abhängig ist, werden Gebote im Zuschlagsverfahren nicht berücksichtigt. Für Anlagen nach Satz 1 und für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas oder Geothermie wird die Höhe des anzulegenden Werts durch die §§ 40 bis 49 gesetzlich bestimmt.

§ 23a Besondere Bestimmung zur Höhe der Marktprämie

Die Höhe des Anspruchs auf die Marktprämie nach § 19 Absatz 1 Nummer 1 wird kalendermonatlich berechnet. Die Berechnung erfolgt rückwirkend anhand der für den jeweiligen Kalendermonat berechneten Werte nach Anlage 1.

§ 23b Anteilige Zahlung

Besteht für Strom der Anspruch nach § 19 Absatz 1 in Abhängigkeit von der Bemessungsleistung oder der installierten Leistung, bestimmt sich dieser

1. für Solaranlagen oder Windenergieanlagen jeweils anteilig nach der installierten Leistung der Anlage im Verhältnis zu dem jeweils anzuwendenden Schwellenwert und

2. in allen anderen Fällen jeweils anteilig nach der Bemessungsleistung der Anlage.

§ 24 Zahlungsansprüche für Strom aus mehreren Anlagen

§ 24 (1) Mehrere Anlagen sind unabhängig von den Eigentumsverhältnissen zum Zweck der Ermittlung des Anspruchs nach § 19 Absatz 1 und zur Bestimmung der Größe der Anlage nach § 21 oder § 22 für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator als eine Anlage anzusehen, wenn

1. sie sich auf demselben Grundstück, demselben Gebäude, demselben Betriebsgelände oder sonst in unmittelbarer räumlicher Nähe befinden,

2. sie Strom aus gleichartigen erneuerbaren Energien erzeugen,

3. für den in ihnen erzeugten Strom der Anspruch nach § 19 Absatz 1 in Abhängigkeit von der Bemessungsleistung oder der installierten Leistung besteht und

4. sie innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen worden sind.

„Thomas Blechschmidt: Achtung Hausbesitzer: Klüger ist es, im Abstand von jeweils mehr als 12 Monaten eine eigene Anlage bis 9.999 Watt (≤10 KW) in Betrieb zu nehmen.“

Abweichend von Satz 1 sind mehrere Anlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung des Anspruchs nach § 19 Absatz 1 und zur Bestimmung der Größe der Anlage nach § 21 oder § 22 für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator als eine Anlage anzusehen, wenn sie Strom aus Biogas mit Ausnahme von Biomethan erzeugen und das Biogas aus derselben Biogaserzeugungsanlage stammt. Abweichend von Satz 1 werden Freiflächenanlagen nicht mit Solaranlagen auf, in oder an Gebäuden und Lärmschutzwänden zusammengefasst.

§ 24 (2) Unbeschadet von Absatz 1 Satz 1 stehen mehrere Freiflächenanlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der Anlagengröße nach § 38a Absatz 1 Nummer 5 für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator einer Anlage gleich, wenn sie

1. innerhalb derselben Gemeinde, die für den Erlass eines Bebauungsplans zuständig ist oder gewesen wäre, errichtet worden sind und

2. innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in einem Abstand von bis zu 2 Kilometern Luftlinie, gemessen vom äußeren Rand der jeweiligen Anlage, in Betrieb genommen worden sind.

§ 25 Beginn, Dauer und Beendigung des Anspruchs

Marktprämien oder Einspeisevergütungen sind jeweils für die Dauer von 20 Jahren zu zahlen. Bei Anlagen, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt wird, verlängert sich dieser Zeitraum bis zum 31. Dezember des zwanzigsten Jahres der Zahlung. Beginn der Frist nach Satz 1 ist, soweit sich aus den Bestimmungen dieses Gesetzes nichts anderes ergibt, der Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage.

§ 28 Ausschreibungsvolumen

§ 28 (2) Bei Solaranlagen ist das Ausschreibungsvolumen zu den jährlichen Gebotsterminen am 1. Februar, 1. Juni und 1. Oktober jeweils 200 Megawatt zu installierender Leistung.

(2a) Das Ausschreibungsvolumen nach Absatz 2 verringert sich zum Gebotstermin 1. Juni 2017 um die Summe der installierten Leistung der in einer Ausschreibung nach der

Grenzüberschreitende-Erneuerbare-Energien-Verordnung

im Jahr 2016 bezuschlagten Gebote für im Bundesgebiet geplante Freiflächenanlagen. Das Ausschreibungsvolumen nach Absatz 2 verringert sich ab dem Jahr 2018 jeweils um die Summe der installierten Leistung

1. der Solaranlagen, die bei einer Ausschreibung nach § 5 Absatz 2 Satz 2 oder einer grenzüberschreitenden Ausschreibung eines anderen Mitgliedstaates der Europäischen Union in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr im Bundesgebiet bezuschlagt worden sind,

2. der Solaranlagen, die bei einer Ausschreibung aufgrund einer Rechtsverordnung nach § 88c in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr bezuschlagt worden sind, und

3. der Freiflächenanlagen, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt worden ist und die in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr an das Register als in Betrieb genommen gemeldet worden sind.

Das Ausschreibungsvolumen nach Absatz 1 erhöht sich ab dem Jahr 2018 jeweils um das Ausschreibungsvolumen für Solaranlagen, für das in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr keine Zuschläge erteilt werden konnten oder für die keine Zweitsicherheiten hinterlegt worden sind.

Die Bundesnetzagentur stellt bis zum 28. Februar 2018 und dann jährlich die Differenz der installierten Leistung nach den Sätzen 2 und 3 für das jeweils vorangegangene Kalenderjahr fest und verteilt diese Menge, um die sich das Ausschreibungsvolumen erhöht oder verringert, gleichmäßig auf die nächsten drei noch nicht bekannt gemachten Ausschreibungen.

§ 29 Bekanntmachung

§ 29 (1) Die Bundesnetzagentur macht die Ausschreibungen frühestens acht Wochen und spätestens fünf Wochen vor dem jeweiligen Gebotstermin für den jeweiligen Energieträger auf ihrer Internetseite bekannt. Die Bekanntmachungen müssen mindestens folgende Angaben enthalten:

1. den Gebotstermin,

2. das Ausschreibungsvolumen,

3. den Höchstwert,

4. die Angabe, ob Landesregierungen Rechtsverordnungen aufgrund von § 37c Absatz 2 erlassen haben und auf welchen Flächen nach diesen Rechtsverordnungen Gebote für Solaranlagen bezuschlagt werden können,

5. die Formatvorgaben, die nach § 30a Absatz 1 von der Bundesnetzagentur für die Gebotsabgabe vorgegeben sind, und

6. die Festlegungen der Bundesnetzagentur nach § 85 Absatz 2 und § 85a, soweit sie die Gebotsabgabe oder das Zuschlagsverfahren betreffen.

§ 29 (2) Die Bekanntmachungen nach Absatz 1 erfolgen ausschließlich im öffentlichen Interesse.

§ 30 Anforderungen an Gebote
(1) Die Gebote müssen jeweils die folgenden Angaben enthalten:

1. Name, Anschrift, Telefonnummer und E-Mail-Adresse des Bieters; sofern der Bieter eine rechtsfähige Personengesellschaft oder juristische Person ist, sind auch anzugeben:

a) ihr Sitz,

b) der Name einer natürlichen Person, die zur Kommunikation mit der Bundesnetzagentur und zur Vertretung der juristischen Person für alle Handlungen nach diesem Gesetz bevollmächtigt ist (Bevollmächtigter), und

c) wenn mindestens 25 Prozent der Stimmrechte oder des Kapitals bei anderen rechtsfähigen Personengesellschaften oder juristischen Personen liegen, deren Name und Sitz,

2. den Energieträger, für den das Gebot abgegeben wird,

3. den Gebotstermin der Ausschreibung, für die das Gebot abgegeben wird,

4. die Gebotsmenge in Kilowatt ohne Nachkommastellen,

5. den Gebotswert in Cent pro Kilowattstunde mit zwei Nachkommastellen, wobei sich das Gebot bei Windenergieanlagen an Land auf den Referenzstandort nach Anlage 2 Nummer 4 beziehen muss,

6. die Standorte der Anlagen, auf die sich das Gebot bezieht, mit Bundesland, Landkreis, Gemeinde, Gemarkung und Flurstücken; im Fall von Solaranlagen auf, an oder in Gebäuden muss, sofern vorhanden, auch die postalische Adresse des Gebäudes angegeben werden, und

7. den Übertragungsnetzbetreiber.

(2) Ein Gebot muss eine Gebotsmenge von mindestens 750 Kilowatt umfassen. Abweichend von Satz 1 muss ein Gebot bei Biomasseanlagen eine Gebotsmenge von mindestens 150 Kilowatt umfassen; bei Geboten für bestehende Biomasseanlagen nach § 39f besteht keine Mindestgröße für die Gebotsmenge.

„Thomas Blechschmidt: Bei der Angabe einer Leistung von einer Menge zu sprechen, ist in etwa so, als würde man eine Höchstgeschwindigkeit für Stau vorschreiben…“

(3) Bieter dürfen in einer Ausschreibung mehrere Gebote für unterschiedliche Anlagen abgeben. In diesem Fall müssen sie ihre Gebote nummerieren und eindeutig kennzeichnen, welche Nachweise zu welchem Gebot gehören.

„Thomas Blechschmidt: Für weiteres empfiehlt sich, das Gesetz selbst zu lesen oder einen Energiemanager zu konsultieren. Etwas mehr Aufmerksamkeit verdienen die gesetzlich geforderten Sicherheitsleistungen in Form von Kapital oder Bürgschaften. Deren Höhe oder Berechnung für PV siehe § 37a.

Ich bin nahezu versucht zu wetten, dass diese besondere Herausforderung vor allem Bürgerenergiegesellschaften und breit gestreute Genossenschaften massiv an der Umsetzung von Projekten mit dezentraler, quasi direktdemokratischer Beteiligung abschreckt und zentralisierte Großstrukturen bevorzugt.“

§ 37 Gebote für Solaranlagen

§ 37 (1) Gebote für Solaranlagen müssen in Ergänzung zu § 30 die Angabe enthalten, ob die Anlagen errichtet werden sollen

1. auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand,

2. auf einer sonstigen baulichen Anlage, die zu einem anderen Zweck als der Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie errichtet worden ist, oder

3. auf einer Fläche, (sehr detailliert, siehe Gesetzestext)

https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/BJNR106610014.html

§ 37 (2) Den Geboten für Freiflächenanlagen muss in Ergänzung zu § 30 eine Erklärung des Bieters beigefügt werden, dass er Eigentümer der Fläche ist, auf der die Solaranlagen errichtet werden sollen, oder das Gebot mit Zustimmung des Eigentümers dieser Fläche abgibt. Den Geboten für Freiflächenanlagen müssen und den Geboten für die Solaranlagen nach Absatz 1 Nummer 2 können zusätzlich die folgenden Nachweise beigefügt werden: (sehr detailliert, siehe Gesetzestext)

https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/BJNR106610014.html

§ 37 (3) In Ergänzung zu den Anforderungen nach § 30 darf die Gebotsmenge bei Geboten für Freiflächenanlagen pro Gebot eine zu installierende Leistung von 10 Megawatt nicht überschreiten.

§ 37a Sicherheiten für Solaranlagen
Die Höhe der Sicherheit nach § 31 für Solaranlagen bestimmt sich aus der Gebotsmenge multipliziert mit 50 Euro pro Kilowatt zu installierender Leistung. Diese Sicherheit unterteilt sich in

1. eine Erstsicherheit in Höhe von 5 Euro pro Kilowatt zu installierender Leistung, die bei Gebotsabgabe zu entrichten ist, und

2. eine Zweitsicherheit in Höhe von 45 Euro pro Kilowatt zu installierender Leistung, die im Fall eines Zuschlags spätestens am zehnten Werktag nach der öffentlichen Bekanntgabe des Zuschlags (materielle Ausschlussfrist) zusätzlich zur Erstsicherheit zu entrichten ist; diese Zweitsicherheit verringert sich auf 20 Euro pro Kilowatt zu installierender Leistung, wenn das Gebot einen Nachweis nach § 37 Absatz 2 Satz 2 Nummer 1 Buchstabe c oder Buchstabe d enthält.

„Thomas Blechschmidt: Es geht und das Vorliegen geeigneter Bebauungspläne. In der Gesamtschau samt der Leistungsbegrenzung auf 10 MW mutiert das Gesetz von einer Verordnung zur Regelung zur einer Verfügung entgegen den in § 1 genannten Zielen und Zwecken mit der Wirkung der Verhinderung. Faktisch, ohne Emotionen und alles andere als populistisch. Nüchtern betrachtet benötigen wir einen Zubau auf 1.500 GW PV bis 2050 plus Bestandserhaltung, um zukunftssicher zu werden. Wir bewegen uns aber im politisch anvisierten Rahmen von weniger als 100 GW.“

§ 37b Höchstwert für Solaranlagen

§ 37b (1) Der Höchstwert für Strom aus Solaranlagen beträgt 8,91 Cent pro Kilowattstunde.

§ 37b (2) Der Höchstwert verringert oder erhöht sich ab dem 1. Februar 2017 monatlich entsprechend § 49 Absatz 1 bis 4.

§ 48 Solare Strahlungsenergie

§ 48 (1) Für Strom aus Solaranlagen, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt wird, beträgt dieser vorbehaltlich der Absätze 2 und 3 8,91 Cent pro Kilowattstunde, wenn die Anlage

1. auf, an oder in einem Gebäude oder einer sonstigen baulichen Anlage angebracht ist und das Gebäude oder die sonstige bauliche Anlage vorrangig zu anderen Zwecken als der Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie errichtet worden ist,

2. auf einer Fläche errichtet worden ist, für die ein Verfahren nach § 38 Satz 1 des Baugesetzbuchs durchgeführt worden ist, oder

3. im Bereich eines beschlossenen Bebauungsplans im Sinn des § 30 des Baugesetzbuchs errichtet worden ist und (Beachte auch Teilsätze a, b, c, aa, bb, cc)

https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/BJNR106610014.html

§ 48 (2) Für Strom aus Solaranlagen, die ausschließlich auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand angebracht sind, beträgt der anzulegende Wert

1. bis einschließlich einer installierten Leistung von 10 Kilowatt 12,70 Cent pro Kilowattstunde,

2. bis einschließlich einer installierten Leistung von 40 Kilowatt 12,36 Cent pro Kilowattstunde und

3. bis einschließlich einer installierten Leistung von 750 Kilowatt 11,09 Cent pro Kilowattstunde.

§ 49 Absenkung der anzulegenden Werte für Strom aus solarer Strahlungsenergie

§ 49 (1) Die anzulegenden Werte nach § 48 verringern sich ab dem 1. Februar 2017 monatlich zum ersten Kalendertag eines Monats um 0,5 Prozent gegenüber den in dem jeweils vorangegangenen Kalendermonat geltenden anzulegenden Werten. Die monatliche Absenkung nach Satz 1 wird jeweils zum 1. Februar, 1. Mai, 1. August und 1. November eines Jahres nach Maßgabe der Absätze 2 und 3 aufgrund des Brutto-Zubaus angepasst, wobei der im sechsmonatigen Bezugszeitraum nach Absatz 4 registrierte Brutto-Zubau auf ein Jahr hochzurechnen ist (annualisierte Brutto-Zubau).

§ 49 (2) Die monatliche Absenkung der anzulegenden Werte nach Absatz 1 Satz 2 erhöht sich, wenn der annualisierte Brutto-Zubau von Solaranlagen den Wert von 2 500 Megawatt

§ 49 (3) Die monatliche Absenkung der anzulegenden Werte nach Absatz 1 Satz 2 verringert sich, wenn der annualisierte Brutto-Zubau von Solaranlagen den Wert von 2 500 Megawatt.

„Thomas Blechschmidt: Beachten Sie auch die Details. Die vorgegebenen Maximalwerte werden mit dieser Politik nie erreicht. Wetten Dass?“

https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/BJNR106610014.html

„Thomas Blechschmidt: Vgl. dazu insbesondere auch den“

§ 55, Pönalen.

§ 55 (3) Bei Geboten für Solaranlagen müssen Bieter an den regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber eine Pönale leisten,

1. wenn ein Zuschlag für eine Solaranlage nach § 37d Absatz 2 Nummer 1 erlischt, weil die Zweitsicherheit nicht rechtzeitig und vollständig geleistet worden ist, oder

2. soweit mehr als 5 Prozent der Gebotsmenge eines bezuschlagten Gebots für eine Solaranlage nach § 35a entwertet werden.

Die Höhe der Pönale nach Satz 1 Nummer 1 entspricht der nach § 37a Satz 2 Nummer 1 für das Gebot zu leistenden Erstsicherheit. Die Höhe der Pönale nach Satz 1 Nummer 2 berechnet sich aus der entwerteten Gebotsmenge multipliziert mit 50 Euro pro Kilowatt. Die Pönale verringert sich für Bieter, deren Zweitsicherheit nach § 37a Satz 2 Nummer 2 zweiter Halbsatz verringert ist, auf 25 Euro pro Kilowatt.

„Thomas Blechschmidt: Es ist nicht das Gesetz an sich, schon gar nicht dessen zweifelsfrei demokratische Form, sondern dessen inhaltliche Ausgestaltung. Der Effekt besteht darin, dass faktisch nur noch ausschließlich extrem finanzstarke Akteure mit den passenden politischen Verbindungen überhaupt eine Chance haben, sich an der Energiewende zu beteiligen. Wobei gleichzeitig durch die gesetzlich garantierten Vergütungen das Ertragsrisiko im Prinzip bei nahe Null liegt. Nebenbei wird eine umfassende und vollkommen unproduktive Bürokratie geschaffen. Die dadurch entstehenden Kosten werden nahezu vollständig auf private Endverbraucher und kleine bis mittlere Unternehmen abgewälzt. Wobei parallel ein Zusammenschluss von vielen privaten, egal in welcher Form, diese in eine Konkurrenzsituation zu den Kapitalinvestoren bringt, in der die privaten den institutionellen Investoren keinesfalls das Wasser reichen können. Mieter, mithin die Mehrheit der Bevölkerung, sowie Eigennutzer von Eigentumswohnungen haben dabei die allerschlechtesten Karten.
Mit Marktwirtschaft hat das alles rein gar nichts mehr zu tun. Wehren können sich Bürger nur begrenzt, indem sie in kleine PV-Anlagen plus Batteriespeicher investieren. Wollen sie sich das gefallen lassen? Nicht wirklich, oder? Oder wollen Sie wenn möglich etwas entgegensetzen? Lassen Sie sich beraten!“

§ 61 EEG-Umlage für Letztverbraucher und Eigenversorger

§ 61 (1) Die Netzbetreiber sind berechtigt und verpflichtet, die EEG-Umlage von Letztverbrauchern zu verlangen für

1. die Eigenversorgung und

2. sonstigen Verbrauch von Strom, der nicht von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen geliefert wird.

§ 61 (2) Der Anspruch nach Absatz 1 entfällt oder verringert sich nach den §§ 61a bis 61e und § 61k. Die §§ 61g und 63 sowie § 8d des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes bleiben unberührt.

§ 61 (3) Die Bestimmungen dieses Gesetzes für Elektrizitätsversorgungsunternehmen sind auf Letztverbraucher, die nach dieser Bestimmung zur Zahlung der vollen oder anteiligen EEG-Umlage verpflichtet sind, entsprechend anzuwenden.

§ 61a Entfallen der EEG-Umlage

Der Anspruch nach § 61 Absatz 1 entfällt bei Eigenversorgungen,

1. soweit der Strom in der Stromerzeugungsanlage oder in deren Neben- und Hilfsanlagen zur Erzeugung von Strom im technischen Sinn verbraucht wird (Kraftwerkseigenverbrauch),

„Thomas Blechschmidt: Wie wollte man auch den Strom messen, den eine PV Anlage samt Wechselrichter im Betrieb hinter dem Zähler braucht? Der technische Aufwand ist nicht vertretbar.“

2. wenn die Stromerzeugungsanlage des Eigenversorgers weder unmittelbar noch mittelbar an ein Netz angeschlossen ist,

„Thomas Blechschmidt: Wem fällt jetzt spontan ein normaler, durchschnittlicher Stromverbraucher (in der BRD) ein, der nicht an ein Netz angeschlossen ist? Leben denn so viele auf einer Almhütte?“

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 Zahlung nach Teil 3 in Anspruch nimmt oder

„Thomas Blechschmidt: Also faktisch niemand, denn das muss für sämtliche Handelsintervalle für Strom gelten. Die werden durch die 15-minütige Handelsfrequenz an den Strombörsen bestimmt. Ein Jahr hat 8760 Stunden, jede Stunde hat 4 Viertelstunden, also 4 x 15 Minuten, was 35040 Intervalle ergibt, für die der Eigenversorger – für jedes einzelne – nachweisen können muss, dass er zu keiner Zeit Strom aus dem Netz bezogen hat. Womit klar, glasklar sein dürfte, dass das für nahezu niemanden zutrifft. Selbst mit einem „Batteriespeicher“ im Keller wäre das nur theoretisch möglich, da der bei einem ganz normalen Haushalt in etwa eine Kapazität von wenigstens 30% des Jahresverbrauchs haben müßte. Bei zum Beispiel 5.000 kWh Jahresstromverbrauch wären das 1.500 kWh Kapazität des Speichers. Bei aktuellen Verkaufspreisen um 1.500 Euro pro kWh, naja, so ca. 2,250 Millionen Euro für ein Einfamilienhaus.

Das wird etwas anspruchsvoll. Es gibt aber Möglichkeiten. Lassen Sie sich beraten.“

4. wenn Strom aus Stromerzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 10 Kilowatt erzeugt wird, für höchstens 10 Megawattstunden selbst verbrauchten Stroms pro Kalenderjahr; dies gilt ab der Inbetriebnahme der Stromerzeugungsanlage für die Dauer von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres; § 24 Absatz 1 Satz 1 ist entsprechend anzuwenden.

„Thomas Blechschmidt: Das klingt erst mal sehr schön. 10 kW Leistung und 10 MWh pro Jahr, was 10.000 kWh sind. Um die zu erzeugen, braucht man eine PV-Anlage zwischen 9 KW und 12 KW Leistung, oder auch etwas mehr, je nach Wohnort und Ausrichtung des Hauses. Ab hier ist eine Beratung besser als jedes Internetforum.“

§ 61c Verringerung der EEG-Umlage bei Bestandsanlagen

§ 61c (1) Der Anspruch nach § 61 Absatz 1 verringert sich auf null Prozent der EEG-Umlage für Strom aus Bestandsanlagen,

1. wenn der Letztverbraucher die Stromerzeugungsanlage als Eigenerzeuger betreibt,

2. soweit der Letztverbraucher den Strom selbst verbraucht und

3. soweit der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird, es sei denn, der Strom wird im räumlichen Zusammenhang zu der Stromerzeugungsanlage verbraucht.

§ 61c (2) Bestandsanlagen im Sinn dieses Abschnitts sind Stromerzeugungsanlagen,

1. die

a) der Letztverbraucher vor dem 1. August 2014 als Eigenerzeuger unter Einhaltung der Voraussetzungen des Absatzes 1 betrieben hat,

b) vor dem 23. Januar 2014 nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz genehmigt oder nach einer anderen Bestimmung des Bundesrechts zugelassen worden sind, nach dem 1. August 2014 erstmals Strom erzeugt haben und vor dem 1. Januar 2015 unter Einhaltung der Anforderungen des Absatzes 1 genutzt worden sind oder

c) vor dem 1. Januar 2018 eine Stromerzeugungsanlage nach Buchstabe a oder Buchstabe b an demselben Standort erneuert, erweitert oder ersetzt haben, es sei denn, die installierte Leistung ist durch die Erneuerung, Erweiterung oder Ersetzung um mehr als 30 Prozent erhöht worden, und

2. die nicht nach dem 31. Dezember 2017 erneuert, erweitert oder ersetzt worden sind.

§ 61d Verringerung der EEG-Umlage bei älteren Bestandsanlagen

§ 61d (1) Der Anspruch nach § 61 Absatz 1 verringert sich bei älteren Bestandsanlagen unbeschadet des § 61c auch dann auf null Prozent der EEG-Umlage,

1. wenn der Letztverbraucher die Stromerzeugungsanlage als Eigenerzeuger betreibt und

2. soweit der Letztverbraucher den Strom selbst verbraucht.

§ 61d (2) Ältere Bestandsanlagen im Sinn dieses Abschnitts sind Stromerzeugungsanlagen, die

1. der Letztverbraucher vor dem 1. September 2011 als Eigenerzeuger unter Einhaltung der Anforderungen des Absatzes 1 betrieben hat und

2. nicht nach dem 31. Juli 2014 erneuert, erweitert oder ersetzt worden sind.

§ 61d (3) Ältere Bestandsanlagen im Sinn dieses Abschnitts sind ferner Stromerzeugungsanlagen, die nach dem 31. Juli 2014, aber vor dem 1. Januar 2018 eine Stromerzeugungsanlage, die der Letztverbraucher vor dem 1. September 2011 als Eigenerzeuger unter Einhaltung der Anforderungen des Absatzes 1 betrieben hat, an demselben Standort erneuert, erweitert oder ersetzt haben, es sei denn, die installierte Leistung ist durch die Erneuerung, Erweiterung oder Ersetzung um mehr als 30 Prozent erhöht worden.

§ 61d (4) Bei älteren Bestandsanlagen nach Absatz 3 ist Absatz 1 nur anzuwenden,

1. soweit der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird,

2. soweit der Strom im räumlichen Zusammenhang zu der Stromerzeugungsanlage verbraucht wird oder

3. wenn die gesamte Stromerzeugungsanlage schon vor dem 1. Januar 2011 im Eigentum des Letztverbrauchers stand, der die Verringerung nach Absatz 1 in Anspruch nimmt, und auf dem Betriebsgrundstück des Letztverbrauchers errichtet wurde.

„Thomas Blechschmidt: Bei Bestandsanlagen bleibt im Wesentlichen alles gleich. Bestehende Anlagen dürfen ggf. moderat (30%) erweitert werden. Beratung ist jedoch unerlässlich.“

§ 61e Verringerung der EEG-Umlage bei Ersetzung von Bestandsanlagen

§ 61f Rechtsnachfolge bei Bestandsanlagen

§ 61g Entfallen und Verringerung der EEG-Umlage bei Verstoß gegen Mitteilungspflichten

„Thomas Blechschmidt: Überschrift des § 61g ist stringent falsch gegenüber dem Inhalt formuliert. Nicht die EEG-Umlage verringert sich, sondern der Anspruch auf die Verringerung der Umlage erhöht sich. (!)“

§ 61h Messung und Berechnung bei Eigenversorgung und sonstigem Letztverbrauch

§ 61h (1) Strom, für den die Netzbetreiber nach § 61 die Zahlung der vollen oder anteiligen EEG-Umlage verlangen können, muss von dem Letztverbraucher durch mess- und eichrechtskonforme Messeinrichtungen erfasst werden.

§ 61h (2) Bei der Berechnung der selbst erzeugten und verbrauchten Strommengen darf unabhängig davon, ob hierfür nach den vorstehenden Bestimmungen die volle, eine anteilige oder keine EEG-Umlage zu zahlen ist, Strom nur bis zu der Höhe des aggregierten Eigenverbrauchs, bezogen auf jedes 15-Minuten-Intervall (Zeitgleichheit), berücksichtigt werden. Eine Messung der Ist-Einspeisung ist nur erforderlich, wenn nicht schon technisch sichergestellt ist, dass Erzeugung und Verbrauch des Stroms zeitgleich erfolgen. Sonstige Bestimmungen, die eine Messung der Ist-Einspeisung verlangen, bleiben unberührt.

„Thomas Blechschmidt: Verstanden? Nein? Macht nichts. Es bedeutet einfach nur: Wenn sie für selbst erzeugten Strom bezahlen müssen, dann müssen sie auch nachweisen, wie viel Strom sie selbst erzeugt und zeitgleich verbraucht haben. Das ist zwar fair, aber ob es nicht einfach klüger, wirtschaftlicher und volkswirtschaftlich intelligenter wäre, den gesamten Aufwand dazu bleiben zu lassen, danach hat niemand gefragt.“

§ 61i Erhebung der EEG-Umlage bei Eigenversorgung und sonstigem Letztverbrauch

§ 61i (3) Auf die Zahlung der EEG-Umlage kann der berechtigte Netzbetreiber monatlich zum 15. Kalendertag für den jeweils vorangegangenen Kalendermonat Abschläge in angemessenem Umfang verlangen. Die Erhebung von Abschlägen nach Satz 1 ist insbesondere nicht angemessen

1. bei Solaranlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 30 Kilowatt und

2. bei anderen Stromerzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 10 Kilowatt.
Bei der Ermittlung der installierten Leistung von Stromerzeugungsanlagen nach Satz 2 ist § 24 Absatz 1 Satz 1 entsprechend anzuwenden.

§ 61i (4) § 60 Absatz 2 Satz 1 und Absatz 3 ist entsprechend anzuwenden.

§ 61i (5) Abweichend von § 27 Absatz 1 können Netzbetreiber Ansprüche auf Zahlung der EEG-Umlage nach § 61 Absatz 1 gegen Letztverbraucher, die zugleich Anlagenbetreiber sind, mit Ansprüchen dieses Anlagenbetreibers auf Zahlung nach Teil 3 aufrechnen.

„Thomas Blechschmidt: Bedeutet, der größte regionale Stromversorger (ist immer der Netzbetreiber) darf die EEG-Umlage für den Eigenverbrauch mit der Einspeisevergütung aus der EEG-Umlage verrechnen.“

§ 61k Ausnahmen von der Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage

(1) Für Strom, der in einer Saldierungsperiode (=Kalenderjahr) zum Zweck der Zwischenspeicherung in einem elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Stromspeicher verbraucht wird, verringert sich der Anspruch auf Zahlung der EEG-Umlage in dieser Saldierungsperiode in der Höhe und in dem Umfang, in der die EEG-Umlage für Strom, der mit dem Stromspeicher erzeugt wird, gezahlt wird, höchstens aber auf null.

„Thomas Blechschmidt: Wer hat das verstanden? Strom der zum Zweck der Zwischenspeicherung tatsächlich verbraucht wird, ist im Grunde nur Speicherverlust. Das kommt weiter unten noch einmal. Ein Beispiel: Die PV-Anlage erzeugt pro Jahr 10.000 kWh, davon werden 50% zeitgleich im Haus verbraucht (keine Speicherung), 40% werden zeitglich eingespeist (keine Speicherung) und die restlichen 10% werden über den Speicher bewegt. Werden daher den Eigenverbauch erhöhen. Achtung: Das sind immerhin 1.000 kWh, also jeden Tag rechnerisch durchschnittlich 2,7 kWh. Um so einen Durchschnitt zu erreichen, muss der Speicher schon eine übliche Größe von 6 kWh haben. Nur dann kann er die Tage ohne Erzeugung durch die PV ausgleichen. Dann kann es nur um eine anteilige EEG-Umlage für die Energie gehen, die vorübergehend umgewandelt später wieder in Strom zurückverwandelt wird und selbstverbraucht wird, hier also um die 1.000 kWh. Fall sich mich irre, freue ich mich auf Aufklärung.“

Für die Ermittlung der Verringerung nach Satz 1 wird vermutet, dass für Strom, der mit dem Stromspeicher erzeugt wird, die volle EEG-Umlage gezahlt worden ist, soweit der Strom in ein Netz eingespeist und in einen Bilanzkreis eingestellt wurde.

„Thomas Blechschmidt: „Was wohl heißen muss, dass der Strom aus der PV erst mal über den Wechselrichter, wobei ein wenig Verlust entsteht, ca. 3%, und den PV-Bezugs-Zähler laufen soll, daraus die EEG-Vergütung berechnet wird, dann der Strom, soweit er nicht ins Netz geht, über einen Gleichrichter, wobei ein wenig Verlust entsteht, ca. 3%, in die Batterie geschoben wird, wobei ein wenig bei der Umwandlung in elektrochemische Energie verloren geht, ca. 5%, und diese elektrochemische Energie dann, zeitversetzt, wieder zu Strom wird, wobei ein wenig Verlust entsteht, ca. 5%, und über einen weiteren Wechselrichter (zwei Wechselrichter = zwei Mal kaufen), wobei, wie auch sonst, wieder ein wenig Verlust entsteht, ca. 3%, um dann für die ursprüngliche Teilmenge, für die ja bei dieser technischen Anordnung auf Basis der Messwerte des PV-Bezugszählers EEG-Umlage vergütet wurde, eine anteilige EEG-Umlage in Rechnung gestellt zu bekommen, von der der Eigenverbrauch des Speichers, des Gleichrichters und des zweiten Wechselrichters plus ganz normaler Speicherverluste über die Zeit (ca. 5%) freundlicherweise abgezogen wird. Wobei unklar bleibt, wie dieser Eigenverbrauch des Speichers festgestellt werden soll. Mutmaßlich durch Saldierung der Werte des PV-Bezugszählers mit denen des Verbrauchszählers am Hausanschluss unter Berücksichtigung des Einspeisezählers.“

Für Strom, der zum Zweck der Zwischenspeicherung in einem elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Stromspeicher verbraucht wird, entfällt die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage, soweit die in dem Stromspeicher gespeicherte Energie nicht wieder entnommen wird (Speicherverlust).

„Thomas Blechschmidt: Warum ist das so klar und einfach ausgedrückt? Was hat der Fachausschuss des Bundestags denn hierbei übersehen?“

Werden in dem Stromspeicher Strommengen, für die unterschiedliche hohe Ansprüche auf Zahlung der EEG-Umlage bestehen, verbraucht, entfällt die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage für den Speicherverlust nach Satz 3 in dem Verhältnis des Verbrauchs der unterschiedlichen Strommengen zueinander.

„Thomas Blechschmidt: Wäre das der Fall, wenn zum Beispiel der Speicher nachts mit Niedertarifstrom beladen wird?“

(1a) Saldierungsperiode im Sinn des Absatzes 1 ist das Kalenderjahr. Abweichend von Satz 1 ist Saldierungsperiode der Kalendermonat, wenn der mit dem Stromspeicher in einem Kalenderjahr erzeugte Strom nicht ausschließlich in ein Netz eingespeist wird oder ausschließlich vom Betreiber selbst verbraucht wird. In den Fällen des Satzes 2 ist die Verringerung der EEG-Umlage auf höchstens 500 im Stromspeicher verbrauchte Kilowattstunden je Kilowattstunde installierter Speicherkapazität pro Kalenderjahr begrenzt.

„Thomas Blechschmidt: Alles höchst kunstfertig ausgetüftelt, vollkommen unverständlich formuliert und einen bürokratischen, investiven sowie messtechnischen Aufwand erfordernd, der sich mit rationalem Verstand und volkswirtschaftlicher Nützlichkeit nicht vereinbaren lässt. Vor allem konterkarieren solche juristischen Gespinste die angeblichen Ziele der angeblichen Energiewende, hindern vor allem private Investoren und KMU, die zur Umgehung dieses Aufwands auf Bagatellanlagen bis höchstens 10 KW sehr wirksam beschränkt werden. Diese Regelung hat nur eine Wirkung: Nicht Be- sondern Verhinderung der Beteiligung von kleinen, privaten und dezentralen Erzeugern und dadurch die Schaffung eines neuen Schutzgebiets und Weidegrunds für große Investoren. Was die folgenden Absätze des Paragraphen verdeutlichen:“

(1b) Der Anspruch auf Zahlung der EEG-Umlage verringert sich nach Absatz 1 nur, wenn derjenige, der die EEG-Umlage für den in dem Stromspeicher verbrauchten Strom zahlen muss,

1. sicherstellt, dass die Voraussetzungen des Absatzes 1 jederzeit durch geeichte Messeinrichtungen und eine nachvollziehbare, die Saldierungsperioden des Absatzes 1a berücksichtigende Abrechnung eingehalten werden; hierzu ist insbesondere erforderlich, dass

„Thomas Blechschmidt: A Konto Betreiber.“

a) sämtliche Strommengen durch geeichte Messeinrichtungen und erforderlichenfalls intelligente Messsysteme im Sinn des § 2 Nummer 7 des Messstellenbetriebsgesetzes gesondert erfasst mitgeteilt werden; insbesondere sind Strommengen, für die unterschiedlich hohe Ansprüche auf Zahlung der EEG-Umlage bestehen, gesondert zu erfassen,

„Thomas Blechschmidt: Hier wird versucht mit Bausch und Bogen umfassend einzufangen, wovon die Verfasser des Gesetzes keinen Schimmer haben, was das eigentlich an Aufwand und en Detail bedeutet. Man könnte fast glauben, die Formulierung, wie auch die folgende, dienen als eine Art salvatorische Klausel, falls womöglich etwas vergessen wurde.“

b) sämtliche sonstige Energieentnahmen durch geeichte Messeinrichtungen gesondert erfasst und mitgeteilt werden,

„Thomas Blechschmidt: Eine Frage, Vorsicht, Süffisanz und Satire, der Wärmeverlust auch?“

c) im Rahmen der Abrechnung jeweils innerhalb der einzelnen Saldierungsperioden die Energiemenge, die sich im Stromspeicher befindet, erfasst wird und

„Thomas Blechschmidt: Der ganze, im Grunde vollkommen überzogene technische Aufwand, geht natürlich auf Rechnung des Betreibers. PV + Speicher als eine Einheit aufzufassen und bis 100 KW auf all den Aufwand zu verzichten wäre einfacher, ergäbe robustere Anlagen und wäre eine wesentlich sinnvollere Förderung, bei der die Kosten für den Zusatzaufwand samt der damit verbundenen Bürokratie die Mehreinnahmen für das EEG-Konto nicht ohnehin mehr als komplett auffressen. Der Gesetzgeber hat dem genannten Ziel mit diesem Irrsinn einen Bärendienst erwiesen.“

2. seine Mitteilungspflichten nach § 74 Absatz 2 und § 74a Absatz 2 Satz 2 bis 5 erfüllt hat.

Der Nachweis der Voraussetzungen des Absatzes 1 Satz 1, insbesondere der Zahlung der EEG-Umlage und der Voraussetzungen nach Absatz 1 Satz 2 und Satz 3, ist für Strom, der mit dem Stromspeicher erzeugt worden ist, gegenüber dem Netzbetreiber kalenderjährlich durch denjenigen zu erbringen, der zur Zahlung der EEG-Umlage für den von dem Stromspeicher verbrauchten Strom verpflichtet ist. Sind mehrere Personen nach Satz 3 verpflichtet, kann der Nachweis nur gemeinsam erbracht werden.

„Thomas Blechschmidt: Wie bereits erwähnt, der Betreiber hat das aus seinem Geschäftsmodell zu erwirtschaften. Nicht, dass eine Verschiebung auf einen anderen so genannten Marktteilnehmer besser wäre. Nein, das Ganze ist ein aufgesetzter Popanz, vollkommen unproduktiv und nutzlos. Flüssiger als das Ei einer Klapperschlange = überflüssig.“

(1c) Für Stromspeicher, deren Strom nicht ausschließlich in ein Netz eingespeist und nicht ausschließlich vom Betreiber selbst verbraucht wird, evaluiert die Bundesnetzagentur die Absätze 1 bis 1b bis zum 31. Dezember 2020 und berichtet der Bundesregierung über die Erfahrungen mit diesen Bestimmungen.

„Thomas Blechschmidt: Man scheint die Schwierigkeit offenbar zu ahnen…, nur warum verzichtet man nicht konsequent auf diese komplette Absurdität? “

§ 70 Grundsatz

Anlagenbetreiber, Betreiber von Stromerzeugungsanlagen, Netzbetreiber, Letztverbraucher und Elektrizitätsversorgungsunternehmen müssen einander die für den bundesweiten Ausgleich nach den §§ 56 bis 62 jeweils erforderlichen Daten, insbesondere die in den §§ 71 bis 74a genannten Daten, unverzüglich zur Verfügung stellen. § 62 ist entsprechend anzuwenden.

„Thomas Blechschmidt: Richtig, noch besser sollten diese Daten allerdings anonymisiert öffentlich einsehbar sein und vor allem die entsprechenden Messwerte aller Umspannwerke, Trafostationen, Übergabestationen etc. Beinhalten.“

§ 71 Anlagenbetreiber

Anlagenbetreiber müssen dem Netzbetreiber

1. bis zum 28. Februar eines Jahres alle für die Endabrechnung des jeweils vorangegangenen Kalenderjahres erforderlichen Daten anlagenscharf zur Verfügung stellen,

§ 74a Letztverbraucher und Eigenversorger

(1) Letztverbraucher und Eigenversorger, die Strom verbrauchen, der ihnen nicht von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen geliefert worden ist, müssen dem Netzbetreiber, der nach § 61i zur Erhebung der EEG-Umlage berechtigt ist, unverzüglich folgende Angaben übermitteln:

1. die Angabe, ob und ab wann ein Fall im Sinn des § 61 Absatz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 vorliegt,

2. die installierte Leistung der selbst betriebenen Stromerzeugungsanlagen,

3. die Angabe, ob und auf welcher Grundlage die EEG-Umlage sich verringert oder entfällt, und

4. Änderungen, die für die Beurteilung, ob die Voraussetzungen eines Entfallens oder einer Verringerung der EEG-Umlage weiterhin vorliegen, relevant sind oder sein können, sowie den Zeitpunkt, zu dem die Änderungen eingetreten sind.
Satz 1 Nummer 1 bis 3 ist nicht anzuwenden, wenn die Angaben bereits übermittelt worden oder die Tatsachen, die mit den Angaben übermittelt werden sollen, dem Netzbetreiber bereits offenkundig bekannt sind. Satz 1 Nummer 1 bis 3 ist ferner nicht anzuwenden für die Eigenversorgung mit Strom aus Stromerzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 1 Kilowatt und aus Solaranlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 7 Kilowatt; § 24 Absatz 1 Satz 1 ist entsprechend anzuwenden.

(1) Letztverbraucher und Eigenversorger, die Strom verbrauchen, der ihnen nicht von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen geliefert worden ist, und die der Pflicht zur Zahlung der vollen oder anteiligen EEG-Umlage nach § 61 unterliegen, müssen dem Netzbetreiber, der zur Erhebung der EEG-Umlage nach § 61i berechtigt ist, alle Angaben zur Verfügung stellen, die für die Endabrechnung der EEG-Umlage nach § 61 für das vorangegangene Kalenderjahr erforderlich sind. Dies umfasst insbesondere die Angabe der umlagepflichtigen Strommengen, wobei, soweit eine Bilanzierung der Strommengen erfolgt, die Strommengen bilanzkreisscharf mitgeteilt werden müssen. Die Meldung muss bis zum 28. Februar eines Jahres erfolgen. Die Frist nach Satz 3 verschiebt sich auf den 31. Mai, wenn der Netzbetreiber Übertragungsnetzbetreiber ist. Ist die selbst betriebene Stromerzeugungsanlage ein Stromspeicher im Sinn des § 61k, sind zusätzlich sämtliche Strommengen im Sinn des § 61k Absatz 1b Nummer 1 anzugeben.

„Thomas Blechschmidt: Das kurze Fazit zum Schluss. Die meisten, wesentlichen Kritikpunkte sind bereits im Auszug angesprochen. Der Ausbau wird zwar weitergehen, allerdings bei weitem nicht so, wie erforderlich, sondern im Tempo eines Rollators. Die verantwortlichen Akteure in Politik, ihre Pendants in den Wirtschafts- und Interessenverbänden sollten klugerweise dazu gezwungen werden, mit den Märchenstunden, der Besitzstandswahrung für kapitalkräftige oder so genannte systemrelevante Strukturen und sich selbst ständig in die Tasche zu lügen aufhören. Es ist nicht das System, oder das Establishment, das krank ist, versagt oder nichts taugt, sondern die Vereinnahmung durch parallele Strukturen, die die Bestimmung der wesentlichen Akteure und Vorgehensweisen dem demokratischen Prozess entzogen haben.

Es sind vor allem die Bürger selbst, die sich aus Bequemlichkeit raushalten, statt zu handeln. Die Welt geht davon nicht unter, aber wir alle werden zunehmend zur Kasse gebeten, während einige wenige zunehmend Kasse machen.

Das Gesetz an sich ist mittlerweile übermäßig aufgebläht, schon für Fachleute nicht vollständig verständlich, wirft mehr Fragen als Lösungen auf und überfordert den unbedarften Bürger, der ein paar Euro von seinem ersparten sinnvoll investieren will ohne sich damit einer Finanzanlageinstitution auszuliefern, ein Verhalten, dass dereinst als freie wirtschaftliche Betätigung galt, oder schlicht nur den Wasserkopf einer Bank oder Versicherung zu finanzieren. Gesetze sollten einfach, klar und verständlich sein, und nicht versuchen, auch noch das letzte Detail zu regeln, dass gar keiner Regelung bedürfte, orientierte der Gesetzgeber sich nur konsequent am Ziel, der Materie. Dann wären Gesetze einer Verfassung oder notgedrungen mangels einer solchen eben, tut es ein Grundgesetz genauso, würdig. Aber nicht nur derartigen Grundnormen, sondern vor allem auch denen, um die sich alles dreht: Bürger!“

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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.

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Allgemein

Vorschlag zur Senkung von CO2-Emissionen im Strassenverkehr

Vorschlag zur Senkung von CO2-Emissionen im Strassenverkehr

Eine pragmatische Regelung unter Anwendung existierenden Rechts

Einleitung: Mittlerweile ist bekannt, dass die Bundesrepublik Deutschland entgegen aller Ankündigungen von Regierung und einigen Parteien die angestrebten Klimaziele verfehlen wird.

So bedauerlich das ist: Angesichts der aktuellen politischen Stimmung in der Bevölkerung steht kein Zeichen dafür, dass sich an der Zustimmungsverteilung für die einzelnen Parteien bis zur nächsten Bundestagswahl wesentliches Ändern wird.

Alle enthusiastischen Versuche Aufbruchsstimmung zu verbreiten fruchten nichts. Schon gar nicht, wenn sie von Parteien kommen, die nur noch von ihrer Substanz leben. Menschen schickt man ab einem gewissen Alter für gewöhnlich in Rente, und auch wenn die USA gerade antreten das Gegenteil zu beweisen, indem sie sich ein Kabinett aus rein fossiler Substanz angelacht haben:

Warum sollte das nicht auch für Parteien gelten, vor allem, wenn sie nichts mehr an sich selbst verändern können, als ein paar kosmetische Äußerlichkeiten.

Egal. Da gibt es ein paar Andere, die kennen ein oder zwei Patentrezepte für alles:

Gesetze verschärfen
Kontrolle verstärken

Besonders beliebt sind Blitz-Marathon-Veranstaltungen im Frühjahr. Hören diese Helden sich eigentlich noch selber zu?

Das Thema schärfere Gesetze und mehr Kontrolle hat schon John Locke mit irgendwelchen Autoritären vor über 300 Jahren diskutiert. Er war klar dagegen und hat die Auseinandersetzung intellektuell klar gewonnen.

Ich mache meinem Namen schon immer alle Ehre. Ich bin ein ungläubiger Thomas. Nicht aus Prinzip oder Trotz, sondern weil ich einfach so gestrickt bin, nichts zu glauben, sondern alles nachprüfen zu Wollen.

Deswegen sage ich es ganz offen:

Ich glaube nicht an den Klimawandel. Aber ich vertraue den Technikern, Wissenschaftlern und Klimatologen, die Meßergebnisse vorlegen und auf Basis bewertungsfreier Meßergebnisse den Fakt der Erwärmung demonstrieren können. Genau genommen traue ich Meßergebnissen und den Leuten, dass sie diese korrekt erfassen und dokumentieren.

Ich vertraue auch den Bildern aus Gletscherregionen, auf denen man klar und deutlich sieht, dass heute weniger Eis vorhanden ist als vor Jahrzehnten. Einige dieser Stellen habe ich selbst besucht.

Deshalb habe ich keinen Grund, weiter zu fragen, wie genau der Klimawandel im Detail funktioniert. Das konnte mir bisher kein einziger Fachmann so erklären, dass ich es schlüssig nachvollziehen konnte. Früher oder später kamen stets Phrasen, Behauptungen und Ideologie.

Als genauso Natur- wie geisteswissenschaftlich und sprachlich ausgebildeter Mensch habe ich mich aber auch nie daran gestört, dass ausgerechnet eine „exakte“ Wissenschaft, die alles berechnen kann, wie die Physik, ein Problem kennt, dass sie nicht lösen kann.

Niemand weiß, ob Schroedingers Katze lebt oder tot ist, bevor er die Kiste öffnet, in der die Katze sitzt. Außer mir natürlich. Ich weiß es, verrate es aber nicht. Niemals!

Also befasse ich mich lieber mit einem pragmatischen Vorschlag, statt nach Antworten zu suchen, die das eigentliche Problem nicht lösen.

Das Ziel heißt: Emissionen verringern.

Welche Schippe können wir also ohne großen Zinnober drauflegen?

Sehen wir uns zuerst die Grundlagen an. Strassenverkehr ist einfach. Menschen fahren mit Fahrzeugen von A nach B und transportieren dabei Gegebenheiten von A nach B: Waren, Tiere, Pflanzen, sich selbst, den Nachbarn oder was auch immer.

Das Versprechen, das unsere Regierung in unserem Namen abgegeben und vertraglich zugesichert hat, lautet irgendwie ungefähr: Wir werden die Emissionen bis 2020 um 20% senken.

Weil viele sich am Straßenverkehr beteiligen, gibt es Regeln. Ob die nun alle sinnvoll sind, sei dahingestellt. Ob sie jedem gefallen ebenfalls.

Wir wissen, dass diese Regeln nicht unbedingt gern eingehalten werden und deshalb das unsterbliche Motto seit Beginn der Aufzeichnungen menschlichen Verhaltens lautet: Kontrollieren und Bestrafen, zum Zweck der Erziehung. Wie ineffizient, aufwendig, unproduktiv und nutzlos das ist, wurde schon in John Lockes Toleranzbriefen ausführlich diskutiert, die jeder Law & Order-Gläubige und leidenschaftliche Gesetzesverfasser sich gelegentlich zu Gemüte führen sollte.

Sich auf Statistiken zu stützen, um eine Verbesserung des Verhaltens zu dokumentieren, ist unzulässig, wenn keine empirischen Beweise dafür erbracht werden können. Das bessere Verhalten korreliert ebenso mit erhöhtem Verkehrsaufkommen. Deswegen ist es kein Beweis für verbesserte Einsicht der Verkehrsteilnehmer.

Wie gesagt, wir haben schon Regeln. Einige davon zitiere ich aus der StVO:

§ 1 Grundregeln

Die Teilnahme am Straßenverkehr erfordert ständige Vorsicht und gegenseitige Rücksicht.
Wer am Verkehr teilnimmt hat sich so zu verhalten, dass kein Anderer geschädigt, gefährdet oder mehr, als nach den Umständen unvermeidbar, behindert oder belästigt wird.

§ 3 Geschwindigkeit

(1) Wer ein Fahrzeug führt, darf nur so schnell fahren, dass das Fahrzeug ständig beherrscht wird. Die
Geschwindigkeit ist insbesondere den Straßen-, Verkehrs-, Sicht- und Wetterverhältnissen sowie den
persönlichen Fähigkeiten und den Eigenschaften von Fahrzeug und Ladung anzupassen.

Es darf nur so schnell gefahren werden, dass innerhalb der übersehbaren Strecke gehalten werden kann.

§ 4 Abstand

(1) Der Abstand zu einem vorausfahrenden Fahrzeug muss in der Regel so groß sein, dass auch dann hinter
diesem gehalten werden kann, wenn es plötzlich gebremst wird.

These:

Ich behaupte, bereits diese Regeln genügen, um bei konsequenter Einhaltung die Emissionen um mehr als 30% zu senken.
An der einen oder anderen Stelle könnte man ohne großen Aufwand sinnvoll nachbessern.

Datenlage:

http://www.bast.de/DE/Verkehrstechnik/Fachthemen/v2-verkehrszaehlung/Aktuell/zaehl_aktuell_node.html;jsessionid=7CC2A53F2C370244348B7744935762B8.live11292

Ein wenig Mühe muss man sich schon machen. Aber man kann auf dieser Seite die gesamte Belastung auf allen Autobahnen nachschauen. PKW und Schwerlastverkehr werden getrennt ausgewiesen.

Der Eindruck, den man erhält ist erst mal subjektiv, da es nur 7 recht grobe Kategorien gibt, denen jeweils eine unterschiedliche Anzahl Zählpunkte zugewiesen ist.

Es ist nicht klar festzustellen, ob zuerst die Zählpunkte gezielt ausgewählt wurden, und wenn ja, nach welchen Kriterien oder ob einfach willkürlich gezählt wurde und einfach nur Ergebnisse präsentiert werden. Man erhält also nur ein qualitatives Bild: Es ist einen Menge los.
Zudem ist nicht auf den ersten Blick klar, wie viele Fahrspuren jeweils vorhanden sind. Gezählt werden jeweils beide Richtungen. Man muss also ebenfalls ziemlich grob annehmen, dass die Anzahl der Fahrbahnen in etwa mit dem Verkehrsaufkommen zunimmt.
Zusätzlich muss man achtgeben, ob Bundestrasse mit nur einem Fahrstreifen oder mit zweien oder Autobahn.

Orientiert man sich mittels des Menüs der Website genauer, wird deutlich:

Einspuriger Verkehr spielt sich in etwa zwischen 7.500 und 30.000 Fahrzeugen am Tag ab.

Zweispuriger Verkehr beginnt bei etwa 20.000 Kfz und hört bei 60.000 Kfz spätestens auf.

Dreispurig und mehr wird es dann meistens ab ca. 50.000 Kfz.
Die kleinsten und größten Kategorien lasse ich außen vor, weil es einfach sehr wenige sind, bzw. weil die Verkehrsverhältnisse dort zu stark von jeder Art Verkehrsfluss abweichen. Es nützt nichts, zu wissen wie viel Fahrzeuge täglich und nahezu durchgehend im Stau stehen oder nur langsam vorankommen. So wie es nichts nützt zu wissen, wie wenige Fahrzeuge auf nicht ausgebauten Bundestrassen mit Kreisverkehren und Ortsdurchfahrten nur langsam vorankommen.

Das bedeutet man erhält für die Masse im Schnitt in etwa Verkehrsaufkommen zwischen 250 und 650 Fahrzeugen pro Stunde auf den Fernstraßen.

Methode:

Nachdem ich jetzt eine grobe Vorstellung habe, in welchem Bereich ich mich befinde, möchte ich erwägen, was das real bedeutet.
Klar ist, dass sich der Verkehr nicht gleichmäßig über 24 Stunden verteilt, was durch die kurze Berechnung aber unterstellt ist.
Das fordert den einen oder anderen Gedanken, um sich klar zu machen, dass das reale Verkehrsaufkommen dann, wenn es darauf ankommt, viel höher ist.

Wenigstens 8 Stunden täglich tendieren zu höchstens einem Drittel des Durchschnittswerts, von den anderen 16 sind es ca. 6 Stunden Stoßzeit, der Rest dürfte das Mittel in etwa treffen.

Sinnvollerweise ist daher mit dem stündlichen Maximum zu rechnen. Gehen 8 Stunden lang beim Maximum von 650 Kfz gut 220 Stück ab, dann sind das ca. 1.700 Stück, die auf die sechs Stunden Stoßzeit verteilt werden müssen. Das sind gut 280 Stück pro Stunde und damit sind wir bei rund 900 Fahrzeugen pro Stunde, mit denen pro Spur zu rechnen ist. Das muss jede Strasse können. Egal ob Bundestrasse oder vierspurige Autobahn.

Zum Vergleich: Bei den schwach befahrenen Straßen mit 250 Stück Ausgangswert fallen bei Nacht ca. 1300 Stück weg, die sich auf die sechs Stunden Stoßzeit verteilen. Bedeutet auch dort ca. 110 Stück mehr, also wenigstens 360 Stück pro Stunde.

Das Sättigungsproblem:

Sättigungsproblem bedeutet, begrenzter Raum pro Kilometer Strasse.
An der Stelle will ich überlegen, wie viele Fahrzeuge eine Spur bei welcher Geschwindigkeit überhaupt so zulässt, dass der vorgeschriebene
Abstand eingehalten werden kann.

Dazu findet man im Netz typische Kapazitäten bei bestimmten Geschwindigkeiten.

Bei 1.500 Kfz pro Stunde sollen 100 km/h möglich sein.
Bei 2.000 Kfz pro Stunde sollen 90 km/h möglich sein.
Bei 2.500 Kfz pro Stunde sollen 80 km/h möglich sein.

Das sind Schätzungen und angebliche Erfahrungswerte, keine Berechnungen. Es bedeutet im Umkehrschluss für ausgebaute Bundestrassen und Autobahnen: Die Verkehrsdichte bestimmt die Höchstgeschwindigkeit und eben nicht die individuellen Eigenschaften der Fahrzeuge.

Der Abstand:

Wie sieht es daher mit den Abständen aus?

Was bedeuten 2.500 Kfz pro Stunde auf einer ausgebauten Spur?
Wir beobachten als Gedankenexperiment einen Abschnitt von 100 Metern eine Stunde lang und zählen im Kopf mit.
Wenn alle 80 km/h schnell fahren würden, so bräuchten sie für die 100 Meter ca. 22 Sekunden oder umgekehrt reicht jede Sekunde für 4,5 Meter.

Eine Stunde hat 3.600 Sekunden. Wir sollten jetzt also 42 Fahrzeuge pro Minute beobachten. Oder jede Sekunde 0,7 Fahrzeuge.
Hier ergibt sich ein guter Moment, das Regelwerk für Straßenverkehr zu befragen. Wir haben hier die drei oberen Kategorien Grundregel, Geschwindigkeit und Abstand zur Verfügung. Die Kategorie Abstand gibt vor, stets so viel Abstand zu halten, dass man in jedem Fall vermeiden kann, aufzufahren.

Hält man sich an die Regel, Abstand gleich halber Tacho, kann man sich nur darauf verlassen, dem Vorausfahrenden nicht aufzufahren.

Stehende Hindernisse muss man mindestens deutlich vorher sehen, um eine Kollision zu vermeiden.

Der reguläre Bremsweg bei Tempo 80 km/h liegt bei 64 Metern, der Anhalteweg sogar bei 88 Metern.

Bei Tempo 100 hätten wir 100 Meter bzw. 130 Meter.

Das bedeutet, bei Dunkelheit, wenn die Sicht gegen unbeleuchtete Hindernisse für alle, also auch ältere oder nachts schlechter sehende Personen keine hundert Meter weit reicht, sind Geschwindigkeiten über 80 km/h in jedem Fall regelwidrig und bedeuten ein deutlich erhöhtes Risiko. Direkte Sicht auf Hindernisse auch mit Kurvenlicht reicht sowieso kaum 80 Meter weit.
Allein das ist ein Grund, die Geschwindigkeiten bei Dunkelheit ganz allgemein auf 80 km/h auf Autobahnen zu begrenzen. Selbst wenn keine schlechten Wetterverhältnisse vorliegen. Bei Bundestrassen sogar auf 70 km/h. Im Grunde haben wir jede Menge Anlass zur Dankbarkeit, dass bislang nicht viel mehr passiert.

Zurück zum Gedankenexperiment:

Betrachten wir nun den vorgeschriebenen Abstand nach Faustregel halber Tacho, wären das 40 Meter. Plus eine unterstellte Fahrzeuglänge von 5 Metern ergibt das 45 Meter. Oder gut zwei Fahrzeuge auf 100 Meter, für die jedes 22 Sekunden braucht. Eine Verkehrsdichte, die man auf der Autobahnleicht selbst wahrnehmen kann.

Immer dran denken: Ein Leitpfosten – das sind die mit den Reflektoren – alle 25 Meter.

Stehen uns pro Sekunde gerade mal 4,5 Meter Raum zur Verfügung, dann sind wir mit Abstand halber Tacho bei 2.500 Pkw pro Stunde und Tempo 80 km/h bereits vollkommen ausgereizt und am Limit. Da darf kein LKW dabei sein, es darf nicht regnen und es darf keine Irritationen oder gar echte Störungen geben.

Betrachten wir Brems- und Anhalteweg bei 80 km/h haben wir mit 64 und 88 Metern bei 2.500 Kfz pro Stunde und erlaubten 80 km/h bereits deutlich zu wenig Platz.

Erst die Kombination 1.500 Fahrzeuge pro Stunde bei 80 km/h reicht dann aus, da wir dann in etwa den Platz haben den wir brauchen.
Allerdings nach wie vor ohne LKW-Verkehr. Und dass, wenn wir uns mit der für LKW vorgeschriebenen Geschwindigkeit bewegen.
Mit den ermittelten 900 Pkw mit denen in Stoßzeiten pro Stunde zu rechnen ist, haben wir zwar noch ein paar Reserven, aber nur rechnerisch. Denn die tatsächlichen Spitzen kennen wir nicht. Wohl aber deren tägliches Ergebnis: Stau.
Der wiederum hat seine Ursache schlicht dort, wo zu viele Fahrzeuge gleichzeitig an derselben Stelle ankommen. Jeder, der regelmäßig Autobahnen nutzt, kennt den Welleneffekt, der regelmäßig bei hohem Verkehrsaufkommen auftritt.
Der wiederum hat mit der wellenartigen Fortpflanzung von Brems- oder Stillstandsereignissen zu tun, gegen die es ein einfaches Mittel gibt:
Eine konstante Geschwindigkeit. Aber nicht nur für bestimmte kürzere Abschnitte, sondern generell. Tempobegrenzungen ausschließlich an Gefahrstellen oder wegen Lärmvermeidung reichen längst nicht mehr aus.

Welches ist die ideale Geschwindigkeit?

Nun, wie ich hoffentlich gezeigt habe, hängt das von der Verkehrsdichte ab. Bereits mittleres Verkehrsaufkommen lässt jedes Tempo oberhalb 80 km/h auf Autobahnen bei der heutigen Verkehrsdichte klar und deutlich unvernünftig werden.

Der Zeitbedarf ist ziemlich genau gleich.

Zudem dürfen die meisten LKW und viele Busse auch nur 80 km/h fahren.

Ergänzend soll sich mal jeder seinen Schnitt ausrechnen den er jeden Tag erreicht und es einfachmal Ausprobieren: Mit maximal 80 km/h die Routinestrecke eine Weile lang fahren.

Dazu kann man sich auch folgende Fragen stellen:

Ist Strassenverkehr ein Wettbewerb?

Welchen Nutzen hat man davon, schneller zu fahren, nur um früher im Stau zu stehen?

 

Was hat die ganze Predigt nun mit den Emissionen zu tun?

Es ist mir hoffentlich gelungen deutlich zu machen, dass unsere Verkehrsdichten, die zugelassenen Höchstgeschwindigkeiten und die Kapazitäten tatsächlich ausgereizt sind. Die tägliche Wahrnehmung weiterhinauf die Unfähigkeit der anderen Verkehrsteilnehmer zurückzuführen ist auch keine Lösung. Selbst dann nicht, wenn es bei der Mehrheit zutrifft.
Es dürfte auch klar geworden sein, warum selbst bei mittlerer Belastung höhere Geschwindigkeiten keinen Nutzen ergeben.
Aus all dem ergibt sich, dass jeder weitere Ausbau von Fernstraßen auf mehr Spuren keine Zeitersparnis bringen wird. Es bringt lediglich die Möglichkeit für einige wenige, weiterhin deutlich schneller zu fahren als für alle zusammen sinnvoll und nützlich ist.
Wir leben nicht mehr in den 80ern, als viel weniger Verkehrsteilnehmer auf Recht viele neue Autobahnen getroffen sind.
Inzwischen sind andere Gegebenheiten wichtig.

Betrachten wir daher die

Energieeffizienz:

Zunächst ist klar zu stellen. Energieeffizienz ist das Verhältnis von genutzter Energie zu eingesetzter Energie oder was das gleiche ist: Das Verhältnis von genutzter Arbeit zu eingesetzter Arbeit.
Es geht also nicht um die Bereitstellung von PS oder KW, wir reden nicht über irgendeine theoretische Leistung unter bestimmten, bekannten und definierten Bedingungen sondern um kWh.

Wie sieht der Zusammenhang aus?

Die Energie (W wie Work gleich Arbeit) ist gleich der halben Masse mal dem Quadrat der Geschwindigkeit.

W = ½ * m * v2

Was hier fehlt sind die beiden Widerstände, die anliegen. Der Rollwiderstand (Faktor: 1+cr) des Reifens und der Luftwiderstand (Faktor: 1+cw) des Fahrzeugs.

Der Rollwiderstand wird mit der Masse wirksam der Luftwiderstand mit der Geschwindigkeit.
Steht das Fahrzeug, liegen beide Widerstände bei 1, die Widerstandwerte sind technische Angaben für Reifen bzw. Karosserie und werden addiert. Beispiele sind 0,015 für einen durchschnittlichen Rollwiderstand und 0,04 für einen durchschnittlichen Luftwiderstand.

Die Formel lautet genau betrachtet also

W = ½ * m * (1+0,015) * (v*[1+0,04])2

Warum der Aufstand, warum der Zirkus?

Nun, aus physikalischen Formeln kann man viel herauslesen, ohne viel zu rechnen.

Was sagt uns diese:

Auf den ersten Blick schaut jeder auf die Masse m.

Da denkt man sofort an zum Beispiel 2.000 Kilo, bei der Geschwindigkeit höchstens an 200 km/h.
Deshalb wollen Elektroautobauer auch immer möglichst leicht bauen. Zumindest deutsche. Sie vergessen aber immer, dass der Luftwiderstand im Quadrat in die Rechnung eingeht, die Masse aber nur zur Hälfte und zudem bei Elektroautos ca. die Hälfte der vorher zum beschleunigen aufgewendeten Energie wieder zurückgewonnen wird. Mit zunehmend höherer Geschwindigkeit fällt dieser Vorteil aber weg.
Vergleicht man jetzt ein und dasselbe Fahrzeug bei unterschiedlichen Geschwindigkeiten, dann kann man alles unberücksichtigt lassen, außer der Geschwindigkeit. Es genügt, die unterschiedlichen Geschwindigkeiten inklusive des Luftwiderstands zu rechnerisch zu vergleichen, um ein Gefühl für den Effekt zu bekommen. Physik für Nicht-Mathematiker sozusagen.

Vergleichen wir also Tempo 70 km/h, Tempo 80 km/h, Tempo 100 km/h und Tempo 130 km/h inklusive des CW-Werts.

Wir müssen sie nicht mal in Meter / Sekunde umrechnen. Tempo 70 soll 100% sein,
≡ bedeutet „Entspricht“:

100 % ≡ ( 70*[1+0,04])2 = 5299,85
131 % ≡ ( 80*[1+0,04])2 = 6922,24
165 % ≡ ( 90*[1+0,04])2 = 8760,96
204 % ≡ (100*[1+0,04])2 = 10816,00
345 % ≡ (130*[1+0,04])2 = 18.279,04

Schockiert? Bei Tempo 130 ist der Energieaufwand 245% höher als bei Tempo 70?
Zugegeben. Das Beispiel ist ein wenig drastisch gestaltet. Erstens entspricht ein CW-Wert von 0,04 einem echten VW-Bus, einem Käfer, einem alten Polo oder einem guten LKW und zweitens fährt kaum eines dieser Gefährte dauerhaft 130 km/h.
Zudem sind moderne Pkw-Motoren leistungsmäßig auf höhere Geschwindigkeiten ausgelegt. Deswegen spart man bei niedrigerem Tempo aber immer noch sehr viel Treibstoff. Nur fällt der Mehrverbrauch bei höherem Tempo nicht so auf, schlicht weil man als Fahrer niemals merkt, dass der Motor sich anstrengen muss und deshalb auch nie wirklich auf das effektive Tempo achtet.
Dennoch wird deutlich, dass das Einsparpotential an Energie/Arbeit umgekehrt, wenn man statt 100 km/h 80 km/h fährt mit ca. 30% enorm ist. Da die Emissionen aber direkt von Treibstoffverbrauch abhängen, gilt das auch für diese.
Allein das sollte ein Grund sein, folgenden Vorschlag zu erwägen:

Vorschlag:

Wir begrenzen an 01.01.2018 die Geschwindigkeit auf Autobahnen, Kraftfahrtstrassen und mehrspurigen Bundestrassen auf maximal 80 km/h.
Auf allen einfachen Bundesstraßen 70 km/h und auf allen anderen Landstraßen gleichermaßen.
Als bundesweiten Feldversuch befristet auf 3 Jahre.
Bereits nach einem Jahr wird mit der Evaluation begonnen, werden die Autofahrer befragt und wird ermittelt, wie viel Treibstoff, und damit Emissionen gespart wurden, was sich wie bei den Staus verändert hat und wie groß der Steuerausfall bei der Mineralölsteuer ist. Gleichzeitig werden die Emissionen gemessen und die Ergebnisse laufend im Netz veröffentlicht.
Der Vorschlag stellt eine entscheidend andere Vorgehensweise dar, als weiter um Sinn und Nutzen von Tempolimits zu streiten und gar nichts zu tun.

Der Nachweis ist evident und schlüssig. Der Vorteil liegt auf der Hand. Für jeden nachvollziehbar. Die Bürger sollen selbst die konkrete Erfahrung machen und anschließend
Um das komplementär zu forcieren, zeigt das Beispiel auch, welchen fatalen Effekt erhöhte Geschwindigkeiten bei Nutzfahrzeugen haben. Der gewählte CW-Wert stößt uns mit der Nase darauf.

Hier noch mal zur Erinnerung:

100 % ≡ ( 70*[1+0,04])2 = 5299,85
131 % ≡ ( 80*[1+0,04])2 = 6922,24
165 % ≡ ( 90*[1+0,04])2 = 8760,96

Das sind jetzt die Werte in einem Tempobereich, den LKW nutzen.
Wer auf Autobahnen darauf achtet, wird feststellen:
Wenn man Tempo 80 km/h fährt, wird man von LKW überholt. Hält man mit den LKW mit, dann geht die Reise mit ca. 92 km/h plus minus 3 dahin.
LKW fahren schneller als erlaubt, trotz Tempobegrenzern.
Das bedeutet, würden sich die LKW an die vorgeschriebene Geschwindigkeit halten, so würden sie ca. 30% Treibstoff sparen.
Gleiches gilt für Hunderte und Tausende von Kleintransportern, die geradezu Kilometer fressen und ständig am Limit fahren.

Deshalb

Vorschlag 2:

In alle Neufahrzeuge – PKW, LKW, Transporter, Motoräder – werden elektronische Tempobegrenzer eingebaut, die über Vergleich der Standortdaten per GPS / Galileo und Daten der Navigationssysteme die vorgeschrieben Geschwindigkeit ermitteln und die Motorleistung entsprechend begrenzen. Gebrauchte Nutzfahrzeuge bis 5 Jahre werden zur Nachrüstung verpflichtet.
Damit ist mehr als eine Emissionsreduktion sichergestellt. Und niemand ist eine seinem Recht als „Frei fahrender Bürger“ beschränkt, da das allgemeine Tempolimit nur ein Feldversuch ist, der in der Größe aber notwendig ist, um einigermaßen verwertbare Daten in Fläche und Summe zu erhalten.

Das physikalische Extra:

Zudem ergibt sich bei physikalischer Betrachtung der auftretenden Kräfte ein weiterer Effekt.
Kraft ist Masse (m) mal Beschleunigung (a). Beschleunigung wird benötigt um ein Fahrzeug eben zu beschleunigen oder abzubremsen. Dann spricht man von negativer Beschleunigung, was aber am Auftreten von Kraft nichts ändert.
Treten Kräfte auf, so entwickeln sich sofort Gegenkräfte. Beim Kfz bedeutet das, die Beschleunigung eines Fahrzeugs äußert sich in einer Kraft, die das Fahrzeug beschleunigt und einer Gegenkraft, die über die Reifen auf die Straßenbelag wirkt. Diese Kraft setzt sich aus zwei Teilkräften zusammen: Einmal Reibung des Reifens gegen den Belag, vor allem im Randbereich des Reifens, und einmal Sog des Reifens am Belag, da das Gewicht des Fahrzeugs den Reifen auf den Belag drückt und die Rollbewegung den reifen an einem Teil der Fläche wie eine WC-Saugglocke (Pömpel) anhebt. Dabei bildet sich ein Unterdruck an vielen kleinen Teilflächen, der eben den Sog auf den Belag bewirkt. Verstärkt tritt der Effekt beim Bremsen auf, da sich dadurch der Anpressdruck des Reifens verstärkt. Den Effekt sieht man oberflächlich an den asphaltstücken, die oft aus dem Belag gerissen werden.

Die Kraft (F) verhält sich zur Energie in einem umgekehrt exponentiellen Verhältnis.

F = m * a

Die Beschleunigung aber ist die Geschwindigkeit pro Zeit:

a = v/t

also Lautet die Beziehung:

F = m * v/t

wenn nur die Energie / Arbeit

W = ½ * m * v2

war, dann ist

v = √W/2m

und für die Kraft:

F = m * (√W/2m)/t

Hier sieht man sehr schön die umgekehrte Exponentialität.

Die Bedeutung ist, dass die notwendige Kraft mit der abzubauenden Geschwindigkeit abnimmt. Das aber nicht gleichmäßig, sondern zunehmend stärker.
Dreht man die Sicht um, bedeutet das: Je höher die Geschwindigkeit, desto höher die Anfangs zum Bremsen benötigte Kraft. Und das nicht gleichmäßig, sondern im Quadrat. Genau wie bei der Energie.
Wenn nun also ein LKW statt 80 km/h 90 km/h fährt, dann schadet er nicht nur dem Nutzer des Fahrzeugs durch 30% mehr Spritverbauch, sondern gleichzeitig durch die höhere Sogwirkung am Reifen über die daraus ebenfalls 30% höhere wirkende Kraft dem Steuerzahler und verstärkt dies auch nicht entsprechen beim Bremsen. Selbst wenn er vorausschauend fährt, nützt das nichts, weil die auftretende Kraft am Straßenbelag dann zwar geringer ist, dafür aber umso länger wirken muss.
Das erhöht die Baukosten, weil stärkere Bauweise geplant werden muss und erst recht die Instandhaltung.
Wir tun uns damit keinen Gefallen. Nicht einen.
Wenn das alles zusammen nicht ausreicht, um wenigstens den umfassenden Feldversuch zu starten, dann kann ich nicht mehr helfen.
Zu guter Letzt:

Vorschlag 3:

Energiebedarfskennzeichnung und Energieausweis für Fahrzeuge.
So wie ein Gebäude heute seine Energieeffizienz nachweisen muss, sollte das ein Fahrzeug auch tun müssen. Beim Verkauf, ob Neu oder gebraucht, sowie in allen Testberichten ist der Energiebedarf in kWh nach Norm anzugeben.
Ein 5-Liter-Diesel, der nach Norm eben 5 Liter Diesel auf 100 Kilometer verbrennt, setzt also 49,05 kWh auf 100 km ein.
Ein 7-Liter-Benziner, der nach Norm eben 7 Liter Benzin auf 100 Kilometer verbrennt, setzt also 64,47 kWh auf 100 Kilometer ein.
Ein Erdgasfahrzeug, das nach Norm 2,9 Kg Erdgas auf 100 Kilometer verbrennt, setzt also 34,7 kWh ein.
Und das kann ich Euch unmöglich verheimlichen, mein NISSAN LEAF, der laut ADAC Test 17,5 kWh auf 100 km brauchen soll, hat bisher nie mehr als 15 kWh auf 100 gezogen.

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Thomas Blechschmidt
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