Schlagwort-Archive: Leistung

18. Ökostrom:

18. Ökostrom:

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

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

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

17. Wärmestrom:

17. Wärmestrom:

Heizstrom, eine homöopathische Medizin: S. 175

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

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

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

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

Wärmepumpenstrompreis 2015: 21,33 ct/kWh.

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

Auch hier divergierende Zahlen im gleichen Bericht!

Arithmetisches Mittel 2013 20,6 ct / kWh

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

Vorjahresniveau 20,42 ct/kWh.

Wärmepumpe: 21,33 ct/kWh (inkl. USt),

Vorjahresniveau 20,43 ct/kWh.

Arithmetisches Mittel 2015 21,1 ct / kWh

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

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

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

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

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

16. EEG-Umlage:

16. EEG-Umlage:

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

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

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

Diktion im Jahr 2016:

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

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

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

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

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

2012: 28% / 84,4TWh

2013: 23% / 69,3 TWh

2014: 19% / 50,6 TWh

2015: 18% / 47,8 TWh

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

15. Umlagen, Netzentgelte, market enabling factors:

15. Umlagen, Netzentgelte, market enabling factors:

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

15.1.1. Netzentgelte 2013 (S. 19):

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

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

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

Definition Haushaltskunden, Gewerbekunden und Industriekunden, S. 85

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

14. Mittlere Übertragungskapazität:

14. Mittlere Übertragungskapazität:

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

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

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

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

Vgl. ab S. 143

13. Ausgleichsenergie / Redispatch

13. Ausgleichsenergie / Redispatch

13.1. Durch Maßnahmen betroffene Menge Energie:

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

Ausfallarbeit 2013 555 GWh, S. 19

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

2015 sehr hoher Redispatchbedarf, S.100

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

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

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

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

13.6. Größte Belastungen 2015:

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

12. Leitungsbedarf, Netz-Ist-Stand:

12. Leitungsbedarf, Netz-Ist-Stand:

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

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

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

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

12.2. Ausbau

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

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

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

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

Amprion bereitet Testbetrieb für 380-kV-Erdkabel-

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

11. Versorgungssicherheit:

11. Versorgungssicherheit:

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

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

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

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

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

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

11.5. Netzreserve – Einsatz der Reservekraftwerke:

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

S 114

Auslandsdeckung im Winter: 80% S. 115

11.6. Maxima:

November 2015: 2.210 MW

Dezember 2015: 3.499 MW

Januar 2016: 2.727 MW

10. Administratives:

10. Administratives:

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

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

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

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

Man findet sich an Bibelgeschichten erinnert:

Denn sie wissen nicht, was sie tun.

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

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

10.3. Messwesen:

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

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

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

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

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

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

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

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

Deshalb ist auch nicht weiter verwunderlich:

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

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

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

2014: 79.206 Zählpunkte

2015: 90.244 Zählpunkte

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

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

9. EU-Recht:

9. EU-Recht:

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

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