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8. Regelleistung:

8. Regelleistung:

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

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

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

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

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

durch drei Regelleistungsarten, die vorab ausgeschrieben werden:

Primärregelung (ca. 560 – 570 MW)

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

Sekundärregelung

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

Minutenreserve

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

7. Reserven, Sicherheiten, Regelenergie:

7. Reserven, Sicherheiten, Regelenergie:

7.1. Stärkste Last Winterhalbjahr, S. 18

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

Bedarf Reservekraftwerksleistung Winter 2015/ 2016

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

6. Marktdaten, Kapazitäten, Erzeugung, Nutzung:

6. Marktdaten, Kapazitäten, Erzeugung, Nutzung:

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

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

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

6.2.2. 106,7 GW degenerative Erzeugungskapazität 2015,

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

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

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

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

6.2.7. Sicherheitsbereitschaft / 3,2 GW vorübergehend stillgelegt

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

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

Oder klar und verständlich ausgedrückt:

89,9 GW regenerative Erzeugungskapazität 2014

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

6.3.2. Überangebot an Erzeugungskapazitäten, S. 17

Überangebot Erzeugungskapazität in EU und D, S. 34

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

6.3.3. Steigerung der Mengen als Optimierungsoption, S. 17

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

6.4. Nettostromerzeugung

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

 

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.

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.

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?

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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Meinen und Glauben sind meine Sache nicht. Ich will alles selbst nachprüfen können.

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

Auch spezifische, technische, politische.

Frei von jeder Verkaufsabsicht. Wer meine Arbeit gut findet, kann gern spenden und meine Arbeit unterstützen.

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

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Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 1

Alles was wir für die Zukunft der Energienutzung wissen müssen, wissen wir bereits. Und das wollten die Autoren des Orangebuchs der Piraten aufzeigen! Ich habe zu meiner Zeit als Mitglied der Piraten den Anstoß für das Buch gegeben und ein paar Gedanken beigetragen. Hier lege ich eine ein wenig überarbeitete Fassung vor. In echter Piratenmanier klaue ich die Vorlage, ergänze, kommentiere und verändere, wo es mir wichtig, richtig und passend erscheint.

Den noch bei den Piraten verbliebenen Autoren gebührt der allerhöchste Respekt für ihre unermüdliche Arbeit. Ich selbst konnte meine eigene politische Überzeugung, die mit dem ursprünglichen Kodex https://wiki.piratenpartei.de/Kodex der Piraten nahezu genau übereinstimmt, in der gelebten Realität der Partei seit 2013 immer weniger bis schließlich gar nicht mehr wiederfinden.

Ich kann mit vagen idealisierenden Begriffen ohne definitorische oder normgebende Eigenschaften wie „soziale Gerechtigkeit“ nichts anfangen. Am Arsch. Inhaltslose Seifenblasen. Politische Werte sind weder beliebig erweiterbar noch emotional. Sie sind viel mehr nahezu exakt feststellbare, nachprüfbare und im Alltagsleben entsprechend leicht konkretisierbare, eben normbildende Begriffe.

Wie Freiheit, Transparenz, Solidarität, Gleichheit und Arbeit. Nicht aber Gerechtigkeit oder Leistung.

Inhaltsverzeichnis Seite

Einleitung

1 Energiebereitstellung in Deutschland
1.2 Lagerung fossiler Energieträger
1.3 Energieverteilung
1.4 Struktur des Energiebedarfs, -einsatzes
1.4.1 Wärmebedarf, -einsatz und -speicherung
1.4.2 Strombedarf, -einsatz und -speicherung
1.4.3 Energiebedarf, -einsatz und Transportleistung im Verkehrsbereich

2 Energieeinsatz in einer nachhaltigen Gesellschaft
2.1 Energie neu denken
2.2 Mobilität ohne fossiles Mineralöl
2.3 Behaglich wohnen mit wenig Energie
2.4 Wirtschaft und Verwaltung werden sparen
2.5 Anteil am internationalen See- und Flugverkehr

3 Die Welt einer nachhaltigen Energiebereitstellung
3.1 Die Verteilung von Wärme und Strom in der Zukunft
3.2 Zusätzlicher Wärme und Strombedarf
3.2.1 Verluste der Wärmeleitung und -speicherung
3.2.2 Verluste der Stromleitung und -speicherung
3.3 Rohstoffverfügbarkeit für die Wärme- und Stromspeicherung

4 Die Bereitstellung der Energie von morgen

5 Der Weg

6 Globaler Ausblick

Literaturverzeichnis und Anmerkungen

Danksagung

Einleitung

Die Bürger unserer hoch technologisierten Industrienation werden seit vielen Jahren stetig und täglich mit Informationen bombardiert:

– fossile Brennstoffe wie Öl und Kohle sind endlich
– wir „verbrauchen zu viel Energie…“
– um jeden Preis muss Energie gespart werden

Die hauptsächliche Begründung lautet: Durch die Energiebereitstellung ausgelöste CO2- Emissionen müssen dringend reduziert werden, um dem Klimawandel entgegen zu wirken.

Diese These nährt, fördert und impliziert ungeeignete und unpassende Denkmodelle, pflanzt irreführende Paradigmen in zunehmend weniger intensiv und ausreichend geschulte Gehirne.

Diese Parameter verstellen den Blick auf die physikalischen Gegebenheiten.

Jüngstes Beispiel für so ein implantiertes Paradigma, Zitat Sigmar Gabriel: „ Wer glaubt man könnte die Erneuerbaren einfach weiter so ausbauen, der hat die Rechnung ohne die Physik gemacht. Dies geht nicht ohne den massiven Ausbau der Netze!“ Das ist das Verkaufsargument zu Gunsten enorm finanzkräftiger Investoren (Versicherungen, Fonds, Banken), die über ihre Beteiligungen den gepriesenen Ausbau einerseits ermöglichen, andererseits sich damit rentierliche Geschäftsmodelle über mehrere Jahrzehnte sichern.

Demgegenüber ist zwar längst klar und eindeutig bewiesen: Speicher können Transportnetze locker, effizienter und nachhaltiger ersetzen. Sie eignen sich aber weder für horizontale, oberflächliche, noch vertikale, tief integrierte Geschäftsmodelle in der großen Fläche, Breite und Masse. Sie sind für Großkonzerne mit aller höchst dotierten Posten für Vorstände (Könige, Prinzen) und Aufsichtsräte (Senatoren, geheime Staatsräte, Unternehmensberater, abgehalfterte Politiker) deshalb denkbar ungeeignet.

Energie ist im Überfluss vorhanden! Allein die Energie der Sonneneinstrahlung auf die Erde ist 16-fach so hoch wie der weltweite Energieverbrauch. Wir können auf der Erde zusätzlich den Wind, die Geothermie und andere „Erneuerbare Energien“ für den Energiebedarf unserer Gesellschaften nutzen.

Die gute Nachricht: Wenn wir nachhaltig wirtschaften (Effizienz vor monetärer Wirtschaftlichkeit), müssen wir uns nicht einmal einschränken.

Wir werden keinen Komfortverlust erleiden. Wir müssen nur umdenken und die heute bereits zur Verfügung stehenden technischen Verfahren zur Bereitstellung von Energie aus erneuerbaren Ressourcen nutzen. Unsere Versorgung kann zukünftig vollständig durch so genannte „Erneuerbare Energien“ sichergestellt werden. Soweit es geht, werden Rohstoffe genutzt, die weltweit ausreichend und erneuerbar vorhanden sind. Seltene Rohstoffe müssen dagegen kaum neu gefördert, sondern können in einem Kreislaufsystem genutzt werden. Mit diesen Maßnahmen können wir auf dem Weg zu einer nachhaltigen Energiebereitstellung den CO2-Verbrauch senken und auch unsere Lebensqualität nicht nur halten, sondern durch bessere Umweltqualität auch noch deutlich steigern!

Dieses Ziel ist sogar einfach zu erreichen. Den Weg zu gehen, ist notwendig für uns und die nächsten Generationen. Er löst viele Probleme und schafft viele neue zusätzliche Arbeitsplätze. Es ist der verantwortungsvollste Weg in die Zukunft der Energiebereitstellung!

Vorab empfiehlt es sich, über ein paar Aspekte nachzudenken, um das Thema Energie unter seinem tatsächlichen Blickwinkel zu betrachten. Können Sie diese Fragen beantworten?

– Energie und Leistung: Was ist der Unterschied?
– Besteht eine Verwandtschaft mit politischen Begriffen?
– Arbeit und Leistung! Was soll sich wieder lohnen? Leistung oder Arbeit?
– Was ist der Unterschied zwischen einer Wh (kWh, MWh, GWh) und einem W (KW, MW, GW)
– Was ist der Unterschied zwischen Wirkungsgrad und Effizienz?

Erinnern wir uns:
Am 1. April 2000 wurde durch die damalige Bundesregierung das „Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien“, das EEG, in Kraft gesetzt. Dieses Gesetz war fortschrittlich und führte zu einem schnellen Ausbau regenerativer Stromerzeugung. Das Thema Wärme war damals nicht im Fokus und ist auch heute noch unterrepräsentiert. Durch die nachfolgenden Regierungen wurde dieses Gesetz mehrfach angepasst und trägt heute den Titel „Gesetz für den Ausbau erneuerbarer Energien“. Das Ergebnis dieser Anpassungen war stets das Zurückfahren und Ausbremsen der Energiewende in der BRD.

Ausgerechnet, das politische Gebilde, das sich eine Energiewende auf die Fahnen geschrieben hat, ausgerechnet das „Land“, von dem der Rest der Welt seinerzeit sagte: „Wenn die es machen, dann ist es nicht ausgeschlossen, dass es funktioniert!“, ausgerechnet WIR haben zugelassen, dass unsere späteren Regierungen weiter zurückgerudert sind, als andere Fortschritte gemacht haben.

Deutschland ist nicht der Vorreiter und Leitmarkt in Sachen „regenerativer“ Energie. Wir sind nicht mal mehr Mittelmaß.

Unter Energiewende verstehen wir den vollständigen Ersatz fossiler, also endlicher Energieträger durch regenerative Energieträger.

https://de.wikipedia.org/wiki/Energiewende

Im Rahmen des EEG werden durch die ÜNB bestimmte Szenariorahmen entworfen. Diese Szenariorahmen sind die Grundlage für die weitere technische Umsetzung.
Ein Szenariorahmen behautet und versucht, den zukünftigen Strombedarf, die geographischen Verbrauchsschwerpunkte sowie den Spitzenlastbedarf zu prognostizieren. Dafür werden durch die ÜNB Daten zugrunde gelegt die an vielen entscheidenden Stellen nicht öffentlich zugänglich sind. Damit kann dieser Szenariorahmen faktisch nicht in Frage gestellt werden. Es mangelt fast vollständig an Transparenz.

http://data.netzausbau.de/2030/Szenariorahmen_2030_Entwurf.pdf

Wie aus der Quelle, Seite 22, zu entnehmen, ist eine vollständige Ablösung fossiler Primärenergieträger nicht erkennbar. Fakt ist, dass für „re-generative“ Stromerzeugung, die durch die Witterung bedingt nicht immer zur Verfügung steht, alternativ erzeugter Strom bereitgestellt werden muss. Wenn die fossilen Primärenergieträger aber 100%ig ersetzt werden sollen dann steht der genannte alternativ erzeugte Strom nur in Form gespeicherter Energie zur Verfügung. Dazu ist ein massiver Ausbau der Speicherkapazitäten notwendig. In den Szenarien werden zukünftige Speicherkapazitäten fatalerweise nicht in die Betrachtung einbezogen.
Wir sind heute als Gesellschaft vom Import vorwiegend fossiler Energieträger abhängig. Wir wissen hinreichend genau, dass fossile Energieträger endlich sind und wesentlich zur Veränderung unseres Klimas beitragen. Um unsere Energieversorgung dauerhaft zu sichern und unseren Lebensraum zu schützen, müssen wir unsere Energieversorgung vollständig auf regenerative Energie umstellen: Die gesamte Energieversorgung, nicht nur die Stromerzeugung. Das EEG war ein erster Schritt zur Umstellung auf EE. Für die Zukunft brauchen wir aber einen ganzheitlichen Ansatz der alle Energieformen einbezieht. Wir wollen im Folgenden zeigen, dass der vollständige Ersatz fossiler Energieträger möglich sein wird.

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Thomas Blechschmidt – Das bin ich

Thomas Blechschmidt

Privat

Grüß Gott! Mein Name ist Thomas Blechschmidt, 1965 geboren und lebend in Bayern. Noch vor meinem Abitur habe ich mich beruflich selbständig gemacht und bin das bis heute geblieben. Währenddessen habe ich Soziologie, Politikwissenschaften sowie öffentliches und internationales Recht im Nebenfach studiert. Später habe ich noch ein paar Zusatzqualifikationen erworben:

– EUREM: Europäischer Energiemanager
– Geprüfter Versicherungsfachmann
– Outback University (USA) Restaurant Manager für Systemgastronomie
– Zertifizierte Fachkraft für Akku/Batteriespeicher

und nebenher einige Sprachen gut bis fließend erlernt.

– Spanisch, Englisch, Französisch, Italienisch, Latein,

– Ein paar unpassende gesundheitliche Handicaps und ein nicht ganz geeignetes familiäres Umfeld haben mich erfolgreich davon abgehalten, eine akademische Karriere durchzuziehen. Am Anfang stand zwar kein Plan, aber das Leben hat den Rest so oder so erledigt.

Derzeit bin ich noch mit einer eigenen Firma im Bereich Energiemanagement und –Beratung tätig. Allerdings ist die Bereitschaft, für eine nützliche Dienstleistung zu bezahlen, im privaten und gewerblichen Bereich auf nahe Null gesunken.

Politisch

Meine politische Vergangenheit kann man durchaus ebenso als außergewöhnlich bezeichnen. Anfang der 1990er-Jahre war ich bei der FDP aktiv. Unter anderem als stellv. Vorsitzender im Kreisverband Landsberg am Lech (sonst wollte es keiner machen). Doch weil sich die damals 38 Mitglieder im KV noch nicht einmal dazu aufraffen konnten, Delegierte zum Landesparteitag zu bestimmen, kehrte ich der Partei den Rücken. Man ließ sich damals lieber von den Spitzen und den Prominenten der Partei als Staffage für Vorträge und als Multiplikator von Botschaften Top-Down benutzen, als sich selbst einzubringen. Die FDP hat sich von einer in grauer Vorzeit echten liberalen, hin zu einer elitären, neofeudalen, neokonservativen, chauvinistischen und reinen Klientelpartei ohne Gemeinsinn entwickelt. Die FDP ist keine liberale Partei! Sie hat die Grundlagen der Demokratie vergessen, hat die Freiheit verraten, hat die volkswirtschaftliche Verantwortung der Politik gegen einen absurden Leistungsgedanken ausgetauscht, der Leistung einzig an betriebswirtschaftlichen Ergebnissen aus rechtlich gesicherten Pfründen misst und gesteht das Recht der Teilhabe an gesellschaftlichen Prozessen und Errungenschaften nur noch einer zunehmend kleiner werdenden Elite zu. Adabei – also Teilhaber ist, wer es sich leisten kann. Das ist die Bedeutung der Phrase: Leistung muss sich wieder lohnen! Leistung wird bei der FDP wie der Union allerdings entweder nicht verstanden, oder bewusst als Kampfbegriff missbraucht. Zudem hat die FDP keinen Bezug mehr zu persönlichem Engagement und ehrlicher Arbeit, sondern nur noch zu denen, die sich aus welchen Gründen auch immer finanziell was auch immer leisten können: Erben, Pharisäer, Lobbyisten, Karrieristen, Opportunisten, Kriecher, Schleimer, Hedonisten, Korrupte und rücksichtlose Egoisten.

Schließlich dürfen wir der FDP gemeinsam mit der Union dafür danken, den zentralen Begriff des Liberalismus – die Arbeit – verraten, hintergangen und entwertet zu haben. Wie kann man dieses wesentliche Element der liberalen Theorie nur der politischen Linken überlassen?

John Locke, der entscheidende Impulsgeber der liberalen politischen Theorie, hat einen wesentlichen Punkt geliefert, als er die Arbeit als Grundlage für den Anspruch auf privaten Besitz formuliert hat

Nun, er hat zwar sehr oft das Wort Eigentum gebraucht, welches aus Arbeit entstehen soll, aber das ist eine andere Geschichte, die ich ausführlich an anderer Stelle diskutieren werde. Dennoch ist klar: Er hat Arbeit zum Schlüsselereignis freiwilliger (eigene Entscheidung) Handlung für den Zweck der Erzeugung wiederverwertbaren Mehrwerts erhoben. Ob alles an seiner Theorie so weit im Detail stimmt, ist eine andere Frage. Eines ist jedoch sicher: Seine Theorie lebt heute noch in der Mehrheit poltischer Verfassungen und Gesetzgebungen auf der gesamten Welt fort – inhaltlich wie begrifflich; sie bestimmt weitgehend die Rechtsordnungen aller Staaten, Nationen, Völker und internationalen Organisationen und ist insoweit die einzige politische Theorie, die sich bisher als nachhaltig wirksam erwiesen hat.

Den Liberalismus abzulehnen oder ihn mittels undurchdachter Kampf- und Schimpfbegriffe wie Neo-Liberal oder ähnlichem fortgesetzt zu diffamieren, ist der komplette Holzweg. Es sei denn man will sich als Holzkopf outen.

Im bemerkenswerten Gegensatz zur Wirkung der liberalen Theorie gibt es so gut wie keine liberale Partei auf dem gesamten Planeten. Zumindest keine, die eine Nagelprobe an Hand der von John Locke vor über 300 Jahren formulierten Maßstäbe bestehen würde. Damit meine ich im Sinne von überstehen. Kratzer würde jede Partei abbekommen, aber keine, die von sich behauptet liberal zu sein, würde einer ernsthaften Probe standhalten.

Es verhält sich bei der Erscheinungsweise von Parteien genau wie mit Religionen:

Gebote, Versprechen, jede Menge moralischer Imperative und so gut wie keine Umsetzung, Einhaltung oder Realisierung. Wenn ein Generalsekretär der CSU, derzeit ein Andreas Scheuer, feststellt, „Emotionen sind die Fakten der Politik!“, dann gibt er damit jeden Anspruch auf Rationalität, politische Werte und liberales Demokratieverständnis für die von ihm vertretene Politik auf. Das darf er, denn er nützte ihm ohnehin nichts. Es ist weder strafbar noch verboten. Und die bislang unveränderte Tatsache, dass die CSU als größte Minderheit ein ganzes Land politisch nach Belieben beherrscht, gibt ihm Recht. Ich für meinen Teil sehe keinen Grund, derlei Marktkonformität und Pharisäertum zu folgen und echte Werte bestenfalls als Unterlage gegen das Wackeln des Tisches zu sehen.

Von 2008 bis 2011 war ich für die Wählergruppe FÜR VOLKSENTSCHEIDE und die Kleinpartei UNABHÄGNIGE aktiv. Aus Notwehr gegen die Hartleibigkeit derjenigen, die entscheidende Positionen innerhalb der politischen Strukturen einnehmen und sich gegen jede Veränderung mit allen, egal welchen Mitteln wehren. Gegen den geistigen und realen Stillstand, der uns über Wachstumszahlen als Fortschritt verkauft wird. Gegen das geistige, emotionale und faktische Erstarren und die Formalisierungen der bisherigen Parteien.
Aber auch gegen die immer offenkundigere Instrumentalisierung politscher Positionen zu eigennützigen Zwecken.

Bei FÜR VOLKSENTSCHEIDE habe ich einen neuen Ansatz für positive Veränderungen gesehen, ein Bekenntnis zur Freiheit an Stelle der Bevormundung, Gängelung und Fremdbestimmung durch so genannte Experten auf Grund angeblicher Sachzwänge. Ich trat deshalb bei der Bundestagswahl 2009 als parteiloser Kandidat an und machte mich damit für mehr direkte Demokratie stark. Das Ergebnis war wie erwartet eher bedeutungslos, die Gruppe konnte keinerlei Kraft entwickeln und löste sich auf. 2011 habe ich für ein paar Wochen einen Blick hinter die Kulissen der GRÜNEN gewagt. Das Ergebnis war niederschmetternd bis frustrierend.

Nachdem ich die Piratenpartei bereits länger beobachtet hatte bin ich 2012 eingetreten und hatte Hoffnung, eine neue politische Heimat gefunden zu haben. 2013 bin ich mit den PIRATEN für den bayerischen Landtag angetreten, um konstruktiv mitarbeiten und kritisieren zu können. Ich wollte Impulse geben, die Regierung – egal welche – konstruktiv antreiben und sachgerecht unterstützen und natürlich meine thematischen Schwerpunkte (Energie, Infrastruktur, Verkehr) vorantreiben!

Opposition aus Prinzip ist nicht meine Welt.

Die weitere Entwicklung der Partei ab Herbst 2013 sorgte für Trauer. Pirat sein war scheinbar nur etwas für Leute, die sich dort wegen der Enter-Taste – der moderne, digitale Enterhaken, ja auch solche Scherze muss man erklären – auf der Tastatur ihre persönliche Langeweile vertrieben. Hyperaktive Leute mit dezidiert linker Sozialisierung, Missionierungseifer bis hin zu klarer linksromantischer Zielsetzung haben das Gesicht der Partei nach Außen geprägt und nach Innen dafür gesorgt, dass der Kodex, der Partei https://wiki.piratenpartei.de/Kodex vollkommen ohne Leben blieb. Inhalte ohne jeden Zusammenhang, ohne jeden nachhaltigen Sinn, dafür aber in wortreichem Überfluss wurden zum wichtigsten Maßstab, Satzungsdiskussionen bestimmten weite Teile der Parteitage, die Vorstände der größeren Verbände waren spürbar mit nichts als Verwaltungsaufgaben beschäftigt und wirkten ein wenig bis vollständig überfordert. Der persönliche Umgang untereinander war in weiten Teilen unangenehm bis inakzeptabel. Das meistverwendete Mittel war argumentationsfreie Negation oder persönliche Diskreditierung durch persönliche Angriffe bis hin zur Erfindung unwahrer Behauptungen, die auf Webseiten der Partei veröffentlicht wurden. So wurde beispielsweise für einen Bewerber um die Bundestagskandidatur ein Wiki-Profil mit vollkommen frei erfundenen Aussagen angelegt, von dem der Betroffene nichts wusste. Das war zwar nicht das entscheidende Problem: Man konnte es einfach wieder löschen, aber die Kandidatur war für den Mann, der bei einer Vorwahl auf Platz 4 der Liste landete, gelaufen, er wurde nach hinten durchgereicht. Das entscheidende aber war für mich das Verhalten der Vorstände. Von denen kam keinerlei offizielle Reaktion dazu. So wie es bis heute in der Partei kein einziges, internes Mittel gibt, die Einhaltung und Verwirklichung des selbst gegebenen Kodex wenigsten einigermaßen sicherzustellen und Maßnahmen zu ergreifen, ihn durchzusetzen. Automatisch endende Mitgliedschaft wäre so ein Mittel.

Auf Platz 1 der Bundestagsliste für Bayern gewählt wurde ein Liebling des Publikums, dessen letzter Akt bei den Piraten als Spitzenkandidat der Landesliste Berlin für das Berliner Abgeordnetenhaus 2016 ein Ergebnis am Rande der Wahrnehmbarkeit war, welches er mit dem Austritt und Rückkehr zu den GRÜNEN quittiert hat.

Bei den wenigen echten politischen Diskussionen auf internen Medien blieben die Vorstände politisch vollkommen farblos und schafften es auch nicht, der allgemein destruktiven Kultur internetbasierter Kommunikation wenigstens auf den parteiinternen Medien und bei physischen Treffen wirksam einen Riegel vorzuschieben. Statt, was einer echten PIRATENPARTEI entsprochen hätte, die ihren eigenen Kodex ernst nimmt und umsetzt, sich konsequent für Freihandel einzusetzen, die geplanten Abkommen CETA, TTiP, TiSA usw. inhaltlich zu kritisieren und Verbesserungen auf Basis sachlicher Überlegungen zu fordern, läuft man vollkommen unreflektiert bei jeder Demo dagegen mit. Das identische Verhalten war bei allen anderen Themen zu beobachten. Sicher haben sich nicht alle Piraten, noch nicht einmal die Mehrheit daran beteiligt. Eine piratenmäßige, sachliche Auseinandersetzung mit den Themen hat aber nicht stattgefunden, entsprechende Vorschläge meinerseits wurden sogar radikal unterbunden oder in Diskussionen einfach abgewürgt.

Am Anfang der Piraten stand ein klares Bekenntnis zur Freiheit. Ich bin 2015 ausgetreten, da ich nur noch eine Copy&Paste Partei wahrgenommen habe. Unfähig, sich selbst zu reformieren, unwillig ein eigenständiges Profil zu entwickeln, die eigenen Herausforderungen auch nur in Gedanken anzutasten. Von wegen Klarmachen zum Ändern! Heute sind die Piraten – der Diktion des aktuellen Vorsitzenden Patrick Pakki Schiffer folgend – eine sozial-liberale Partei. Wer braucht das? Von der Sorte haben wir mehr als gebraucht werden. Bei linken und rechten Parteien besteht ebenfalls Überfluss. Gemäß Angebot und Nachfrage haben also allesamt nicht viel Wert. Jeder einzelnen, der in den bekannten Sprechblasen der bisherigen Parteien artikulierten Heiligen Kuh wurde auch bei den PIRATEN gehuldigt, nichts, aber rein gar nichts hinterfragt. Dafür mehr oder weniger identisch etliches übernommen, was anderswo vorverdaut und aufbereitet wurde. Ein geduldiges, anpassungsfähiges Häufchen Illusionisten ist übrig. Albert Einstein hat Wahnsinn oder Verrücktheit so definiert: „Wahnsinn ist, wenn man unter Anwendung der immer gleichen Mittel jedes Mal ein anderes Ergebnis erwartet!“.

Ich stehe für Werte: Freiheit, Gleichheit, Brüderlichkeit (Solidarität). Echte politische Werte, von denen niemand einen bunten Korb voll braucht, so wie er heute von jedem politischen Märchenerzähler in seinem Bauchladen plakativ vor sich hergetragen wird. Die bisherigen Parteien, allen voran die Union, haben den Begriff des politischen Werts noch mehr überladen und mengenmäßig überdehnt als ihre Ahnherren vormals den berühmten Starfighter. Und dessen zuverlässigste Eigenschaft war bekanntlich der todsichere Absturz. Daher trug er den selbsterklärenden Namen Witwenmacher.

Diese – für die Bevölkerung – sinnfreie und nutzlose Aufblähung hat zu einer Beliebigkeit politischer Wertorientierung geführt, die das Beziehungsgefüge politischer Werte komplett entwertet hat. Inflationär wird nun alles zum Wert erklärt, was gerade passend aussieht oder klingt, selbst wenn es sich widerspricht. Das jüngste Buch der Weissagungen der CSU, betitelt mit Grundsatzprogramm „Die Ordnung“, ist ein Beispiel dafür. Nett zu lesen, gefällig, aber unter dem Strich hätte genügt zu sagen: Es bleibt alles wie es ist, mit ein bisschen mehr Polizeikontrolle. Das ist unser Plan. Genügt ja im Grunde auch, wenn man auf Fortschritt, Verbesserung und positive Weiterentwicklung verzichtet bzw. diese grundsätzlich richtigen Ziele auf das BIP reduziert. Mit und von dem was wir schon haben, können wir so locker noch ein, zwei Generationen genau so weiterleben. Danach mag eine Sintflut die Situation auf die gut bayerischen Art erledigen: „Schwoam ma’S oawy!“

Im Ernst: Dort wird uns eine Aneinanderreihung positiver Bekenntnisse vorgestellt, von denen man die allermeisten auch als Liberaler unterschreiben kann. Lassen wir uns aber nicht täuschen. Selbst wenn die CSU eine große Menge inhaltlicher und ordnungspolitischer Übereinstimmung im Sprachgebrauch mit dem Liberalismus aufweist, ist sie keineswegs eine liberale Partei oder befördert irgendeine irgendwie liberale Einstellung.

Die Freiheit ist auch der CSU genau wie allen anderen nur so viel wert, als sie Stimmen bei den Wahlen bringt.

Diese Übereinstimmungen sind im Übrigen lediglich dem Umstand geschuldet, dass sich liberale Werte und Überzeugungen seit 300 Jahren schlicht am effektivsten und nachhaltigsten durchgesetzt haben. Spirituell ist die CSU eine unverändert autoritäre Law & Order Partei mit eher engem Toleranzhorizont. Freiheit ist den CSUlern erst mal grundsätzlich wegen Anarchieverdacht suspekt. Ein Beispiel dafür sind Ideen wie Kopftuch- oder das Burka-Verbot in der Öffentlichkeit. Da wäre es nur konsequent, Rauschebärte zu verbieten. Schließlich ist es ein Element unserer Kultur, sich ins unbedeckte Gesicht sehen zu können. Was also haben all diese Filzbärtigen denn zu verbergen? Dieser Streit erinnert an die Auseinandersetzung zwischen John Locke und einem anglikanischen Bischof in den Locke’schen Toleranzbriefen Ende des 17. Jahrhunderts, bzw. den Two Tracts of Government fünf Jahre zuvor, die ich auf meiner Website veröffentlicht habe. Exakt die gleiche Situation, nur war der Gegenstand des Streits der Quäkerhut und die religiös begründete Weigerung eines Quäkers, diesen vor Gericht als Zeichen des Respekts vor dem Gericht abzunehmen. Also noch nicht mal in der allgemeinen Öffentlichkeit. Der Liberale, die Freiheit liebende Locke, hat dem Respekt vor der Autorität des Gerichts den Vorzug gegeben, aber auch klar gestellt, dass diese Autorität niemals das religiös motivierte Tragen des Quäkerhuts in der Öffentlichkeit verbieten darf. Wir sehen: Liberalismus ist aktuell.

Ernsthaft. Wenn man sich das durchaus akzeptable neue CSU-Grundsatzprogram durchliest, dann findet man zu jedem einzelnen positiven Statement mindestens einen prominenten Amtsträger, Mandatar, Funktionär oder Säulenheiligen der CSU, der nicht gegen dieses oder mehrere Statements verstoßen hat. Ehemalige eingeschlossen. Wenn ich zurückblicke, welche Reihe von Leuten, die in hohe Funktionen befördert wurden – was ja bei der CSU durch parteiinterne Weichenstellung durch die Führung und nicht etwa durch demokratischen Wettbewerb vorbereitet wird -, sich einen Dreck um Recht und Gesetz geschert bzw. ihre persönliche Macht schamlos ausgenutzt haben, verstehe ich nicht, warum noch irgendwer, der einen Funken Verstand besitzt, diese Leute oder Meute mit seiner Stimme unterstützt! Sicher, die Alternativen sind nicht überzeugender. Keine einzige. Da mache ich doch lieber den Wahlzettel ungültig oder enthalte mich ganz. Das ist wenigstens ein Statement, sich nicht an derlei beteiligen zu wollen. Kurios, dass wir in Bayern dieses Jahr eine wirklich einmalige Situation haben werden: Wer Angela Merkel weiter als Kanzlerin haben will, sollte in Bayern mit beiden Stimmen GRÜN wählen. Wer dazu zu feig ist, sollte mit Erststimme irgendwen außer GRÜN wählen, mit Zweitstimme aber GRÜN. Aber egal, was wir bekommen, wir bekommen jedenfalls keine Veränderung, bestenfalls mehr Radau von Rechts und Links.

Deshalb löst es bei mir eine Mischung von Verzweiflung und Lachkrampf aus, wenn linke Parteien, Medien und die Unterhaltungskünstler des politischen Kabaretts Inhalte fordern. Was nützen die, wenn es, wie man im Bayern sagt „scho vom Boa weg fait?“ Sprich die geistig, ethische Grundlage fehlt, sich an den eigenen Sums zu halten? Naja, Emotionen sind halt die Fakten der Politik. Mal abwarten und sehen, was Ihr, liebe Mitbürger – äh, Verzeihung, (Mit) Angehörige = (Mit) Untertanen, Euch von der Zustimmung zu dieser Idee mal kaufen könnt.

Weiter stehe ich für Subsidiarität (Dezentralisierung, Bürgernähe von Entscheidungen, Basisdemokratie in Form direkter Demokratie als Ergänzung der repräsentativen Demokratie und Fairness. Darüber hinaus sehe ich mich als „Energiepirat“ und engagiere mich energiepolitisch. Energie = Arbeit. Darauf kommt es an. Nicht auf Leistung, nicht auf PS, nicht auf KW, sondern auf kWh. Energie ist Grundlage allen Lebens. Energie ist die zuverlässige, mess- und berechenbare Größe mit einem immer gleichen Wert. Ein Joule (J) ist ein Joule und eine Kilowattstunde ist immer eine Kilowattstunde (kWh). Egal wo und wann man ist. Übrigens ist ein Joule gleich einer Wattsekunde. Eine kWh ist also immer gleich 3.600.000 J. Deswegen ist die Energie die Währung der Zukunft. Denn sie hat stets und immer den gleichen Nutzwert. Im Gegensatz zu Gold, das keinen Nutzwert hat und seinen Wert nur aus dem Glauben daran bezieht. So wie Geld. Das können wir nutzen.

Wenn ich Angst vor etwas habe, dann lasse ich Angst nicht zu. Das liegt an Mir. Nicht an Anderen.

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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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