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25. Netzstrukturdaten:

25. Netzstrukturdaten:

25.1. Vgl. Netzstrukturdaten 2013, S. 24

2013: Zählpunkte im Netz der ÜNB: 664, davon 546 RLM,

Entnahme Letztverbraucher ÜNB-Netz: 155 mit 30,7 TWh

2015: Zählpunkte im Netz der ÜNB: 535, alle RLM

8 d. h. die ÜNB erfassen mindestens viertelstündlich einen Leistungsmittelwert).

Entnahme Letztverbraucher ÜNB-Netz: 153 mit 27,4 TWh

(Stand: 31. Dezember 2015, ca. 1 TWh weniger als im Vorjahr.

25.2. Haushaltskunden entnahmen 2013 ca. 25,3% der Energie, S. 28 Zählpunkte Haushaltskunden insgesamt 47.283.088

121 TWh, davon 14 TWh Wärmestrom, S. 189

25.2.1. SLP, relativ geringer Verbrauch, aber extrem hohe Zahl Anschlüsse und Verbraucher, S. 35

Zählpunkte SLP insgesamt 50.298.514, 161 TWh, S. 189

Zählpunkte RLM 368.794 im VNB-Netz (ÜNB 535), 266 TWh, S. 189

25.2.2. Sondervertragskunden 120 TWh, Grundversorgte 48 TWh, RLM-Kunden 281 TWh, Summe 449 TWh, S. 35

Aber: Netto-Stromerzeugung 2013 590,8 TWh, S. 43,

Gesamtabnahme. 427 TWh, S. 189

!!! Wo ist eigentlich der Rest?

25.3. 2013: ca. 450 TWh an alle Letztverbraucher, 127 TWh an Haushaltskunden, S. 144

25.4. Marktanteil „Big Four“ bei RLM 95 TWh = 34%, S. 35

25.5. Marktanteil „Big Four“ bei Sondervertragskunden 2013 ca. 50TWh = 42%, S. 35

25.6. Verfügbare degenerative Leistungen: 99,8 GW In Betrieb; 1,5 GW vorübergehend nicht / eingeschränkt in Betrieb, 2,2 GW Reserve par Ordre du ÜNB. Ca. 3,0 GW vorläufige Stilllegung, S. 41

25.7. Planungsmethodologie: Start bei Bundesfachplanung via. 1.000 Meter breite Trassenkorridore, S. 67.

Das erinnert an Albert Speers Planungen für Germania und andere Projekte. Reines Top-Down ohne jeden systemischen Denkansatz. Ansatzpunkt für eine komplette Bottom-Up-Planung. Wo und wie erfolgt der technische Input?

25.8. Realisierung drängt, S. 67: Der Mythos von der bayerischen Energiearmut.

25.9. Das Eigentor der BnetzA an dieser Stelle: Faktisch sehr ausgeprägte Heterogenität, S. 72,

In diesem Zusammenhang vgl. auch den Bericht 2016:

25.10. Aufgrund der tatsächlichen, historisch begründeten Struktur der Strommärkte wird im Folgenden durchweg auf die Marktanteile der vier absatzstärksten Anbieter (CR 4) abgestellt. S. 35

Was insgesamt eigentlich zu der Schlussfolgerung führen müsste, dass sich alle zentralen Ansätze von selbst als unsinnig entlarven.

Warum machen die, die die Verantwortung haben, oder besser die, die Rolle der Spielregelsetzer an sich gerissen haben, nicht eine zu der faktischen Realität passende Tugend und setzen konsequenter und intelligenter Weise entlang der historischen Linien an? Also dezentral? Warum muss es mit aller Gewalt ein weiteres zentralistisches Monsterprojekt sein?

Aber es kommt noch besser:

25.11 Viele Netze müssen ohnehin modernisiert werden, S. 72.

Na dann bitte Nägel mit Köpfen und integrierte, fachübergreifende Planungen, statt vertikale Pinselstriche für Prestigeprojekte und Gelddruckmaschinen auf Papier. Willkürliche Raumaufteilungen und Großplanungen vermeintlich wichtiger und großer Herren haben sich noch nie

irgendwo bewährt. Es gibt kein einziges historisches Beispiel dafür, dass Großstrukturen je irgendwann ihren Zweck erfüllt hätten, zumindest nicht auf die Dauer ihrer physikalischen Haltbarkeit.

 

24. Wettbewerb:

24. Wettbewerb:

24.1. Wettbewerblicher Anteil der Strompreise nur noch 27%, S. 23

Der Preisbestandteil „Energiebeschaffung, Vertrieb, sonstige Kosten und Marge“, welcher den wettbewerblichen Bereich des Strompreises kennzeichnet, liegt bei rund 25 Prozent des gemittelten Gesamtpreises. S. 28

Wozu dann überhaupt der Versuch, die Bewältigung von Herausforderungen nur über mehr Wettbewerb erreichen zu wollen und diesen durch enorme weitere, garantierte Renditen zu ermöglichen?

24.2. Die durchschnittlichen Stromgroßhandelspreise sind im Jahr 2015 weiter gesunken. Im Vergleich zum Vorjahr verringerten sich die durchschnittlichen Spotmarktpreise (Base) um drei Prozent auf

31,63 Euro/MWh. Die Terminkontrakte (Base) für das Folgejahr notierten mit 30,97 Euro/MWh im Mittel um zwölf Prozent niedriger. S. 10

Mit 30,97 Euro/MWh im Jahresmittel 2015 ist der Phelix-Base-Year-Future gegenüber dem Vorjahr (2014: 35,09 Euro/MWh) um um 4,12 Euro/MWh und damit um rund zwölf Prozent gesunken. S. 26

Zur Verdeutlichung: Es handelt sich um reale Arbeitspreise für bereit gestellte Energie: 3,163 ct. / kWh bzw. 3,097 ct. / kWh. Das ist der „Börsenwert“ in D einer kWh Strom in 2015. Zum Vergleich: Eine kWh Strom, erzeugt mit der muskulären Arbeitskraft eines Menschen bei gesetzlichem Mindestlohn würde heute ca. 175 Euro kosten.

Gleichzeitig verbrennen wir aber vor allem fossile Brennstoffe auf Kohlenstoffbasis, deren Wert gemessen am Aufwand ihrer früher oder später sowieso notwendigen Wiederherstellung eindeutig weit über den aktuellen Handelspreisen für Primärenergieträger liegt.

Auf diesen Planeten geboren zu werden ist seit Jahrzehnten wie die Anmietung eines Fahrzeugs mit vollem Tank, den man bei Rückgabe (in diesem Fall durch das eigenen Ableben) ohne Wiederbetankung zurückgibt. Die insgesamt gesehen folgerichtige Bewertung eines degenerativen Primärenergieträgers besteht daher in der Kalkulation der Wiederherstellungskosten in der ursprünglichen Form, ersatzweise eines alternativen Energieträgers, da dies mit Sicherheit günstiger und auch einfacher umzusetzen ist, als z. B. Braunkohle wiederherzustellen. Eine kWh Strom z. B. wird also so oder so am Ende viel eher 2 Euro ohne Netzentgelte und Steuern kosten, als 50 Cent. Was wir derzeit machen; Wir fressen den nächsten Generationen die Teller heute schon leer.

24.3. Senkung der Preise für Beschaffung (echter Arbeitspreis), Vertrieb, sonstige Kosten (? welche?) und Marge, S. 23

23. Fehleinschätzung der Rolle der EEG-Umlage:

23. Fehleinschätzung der Rolle der EEG-Umlage:

23.1. Vor allem die Erhöhung der EEG-Umlage auf 6,24 ct/kWh trägt zu dieser Entwicklung bei. Der Anteil dieser Umlage am gemittelten Gesamtpreis beträgt mittlerweile 21 Prozent., S. 22

2016 hört sich das dann so an:

Die EEG-Umlage hat hieran mit 21,3 Prozent den weitaus größten Anteil. S. 200

Das Nettonetzentgelt kommt auf einen Anteil von 20,5 Prozent am gesamten Elektrizitätspreis für Haushaltskunden. S. 220

Weitaus größten Anteil? Die via EEG-Umlage erfolgende Quersubventionierung von Netzinvestitionen sowie die weiteren netzdienlichen Umlagen sind da noch gar nicht dabei. Gerade mal die Hälfte der EEG-Umlage geht als Vergütung an die RES-Erzeuger. Der Rest verschwindet im Netzausbau und anderen Sümpfen.

23.2. Abrechnung, Messung und Messstellenbetrieb; 2,2% des Gesamtpreises. S. 220 (gehört zum Netzbetrieb)

23.3. Energiebeschaffung und Vertrieb entfallen 24,7%.

23.4. Steuern: 22,9 Prozent. S. 220

23.5. Alle Umlagen und Abgaben:

Umlagen nach EEG, KWKG (gehört teilweise zum Netzbetrieb), Offshore-Haftung (gehört zum Netzbetrieb), § 19 StromNEV (gehört zum Netzbetrieb), Konzessionsabgabe (gehört zum Netzbetrieb) ca. 30%, S. 220

Umlagen, Steuern und Abgaben betragen in Summe über 52 Prozent des durchschnittlichen Elektrizitätspreises für Haushaltskunden. S. 220

Ohne direkte Netzentgelte.

Bedauerlich, dass es weder BnetzA, noch BKartA noch ÜNB je verstanden haben. Oder nicht verstehen wollen: Erst das Auftauchen relevanter Strommengen (aktuell 30%) am Markt, die zu Grenzkosten von = ct. / kWh verfügbar sind, hat die größten Erzeuger degenerativen Stroms gezwungen, ihre Preise den eigenen realen Gestehungskosten anzupassen. Erst dadurch wurde der Preisrückgang an den Terminmärkten möglich. Noch dazu füttert die EEG-Umlage mit der Hälfte ihres Aufkommens den Netzausbau der ÜNB und weitere Flausen von BNetzA, ÜNB, Politik, Finanzinstituten (mit 11% am Börsengeschäft beteiligt) und der „Big Four“, sei es in deren Erscheinungsform als ÜNB oder als stromerzeugender Konzern.

Machen wir uns nichts vor oder lassen wir uns nicht als allzu gutmütige, treudeutsche, schlafmützenbedeckte Michel verkaufen: Deregulierung, Liberalisierung und Entflechtung „der Märkte“ mögen auf der juristischen Ebene und in allgemeinen, auf Einzelunternehmen bezogenen Bilanzen geschaffen worden sein.

Auf den technischen und der personellen Ebenen behaupten sich persönliche Netzwerke, Kontakte, Verbundenheit durch Lebensläufe und Ausbildung, eingefleischte Gewohnheiten und Sichtweisen nach wie vor. Das Management aller mit der Stromversorgung befassten Unternehmen stammt nach wie vor aus einer unverändert mächtigen Meinungs-, Ausbildungs- und Einstellungsblase, er es bereits an der notwendigen Vorstellungskraft für neue und alternative Technologien, Methodologien, Strategien und Zielsetzungen mangelt. Vom aktuell notwendigen kreativen Potential ganz abgesehen. Die Akteure verhalten sich weit überwiegend wie verängstigte, überforderte Kaninchen vor einer vermeintlichen Schlange. Vor lauter Angst, etwas falsch zu machen soll alles mit allen Mitteln so erhalten werden, wie es ist. Viel wahrscheinlicher ist jedoch, dass die Akteure den gesamten Apparat, den sie und ihre Vorgänger im Lauf der Jahre geschaffen haben und dessen Funktionsweise selbst nicht mehr überblicken oder verstehen.

22. Preise:

22. Preise:

22.1. Neu ist die Unterteilung der Kleinverbraucher in Abnahmebänder:

Band I (DA82): jährlicher Stromverbrauch < von 1.000 kWh

Band II (DB): jährlicher Stromverbrauch 1.000 bis 2.500 kWh

Band III (DC): jährlicher Stromverbrauch 2.500 bis 5.000 kWh

Band IV: jährlicher Stromverbrauch 5.000 bis 10.000 kWh

S. 201, S. 204

22.2. Mittlerer Strompreis Industriekunde (24 GWh/a) ohne Vergünstigungen 2013: 15 ct/kWh, S. 22, 15,11 ct / kWh S. 156, Vergünstigungen bis 10,5 ct, / kWh, S. 157

Zum 01. April 2016 14,21 ct. / kWh, S. 28

In diesem Fall ergeben sich für Industriekunden im europäischen Vergleich unterdurchschnittliche Strompreise. S. 27

Das war auch schon 2013 so. Dabei sollte man an folgendes denken: Die Mengen, ab denen Ermäßigungen von 90% bis 99% möglich sind liegen bei 1 GWh/a und 10 GWh/a. Die BnetzA täte gut daran, sowohl die Anzahl der Begünstigten als auch deren gesamten Stromverbrauch an genau dieser Stelle zu benennen.

22.3. …staatlich determinierten Umlagen, Steuern, Netzentgelte und Abgaben im Einzelfall von 10,5 ct/kWh auf bis zu rund 1 ct/kWh sinken., für Industriekunden im europäischen Vergleich unterdurchschnittliche Strompreise; S. 22, S. 204

Definitionsgemäß war bei diesen Preisangaben zu unterstellen, dass der (Industrie-)Kunde mit einem Verbrauch von 24 GWh/Jahr keine der gesetzlichen Vergünstigungsmöglichkeiten in Anspruch nehmen kann. S. 204

22.4. Gewerbekunden 22 ct/k, S. 22

SLP: Bis 100 MWh, S. 148, 21,86 ct/ kWh S. 159

Zum 01. April 2016 21,20 ct. / kWh, S. 27

22.5. Haushaltskunde 30,50 ct/kWh, S. 22 – 2015 29,80 ct / kWh S. 10

SLP: Bis 100 MWh, S. 148

Grundversorgte 30,5 ct / kWh S. 164

Vertrag bei Grundversorger 29,3 ct/kWh S. 164

Vertrag bei Wettbewerber 28,3 ct/kWh S. 164

22.6. … 2016 wurden die Preise für Haushaltskunden erstmalig in vier verschiedenen Verbrauchsbändern erhoben. S. 28

Stichtag 1. April 2016: Haushaltskunden in der Grundversorgung für 2.500 bis 5.000 kWh (Vorjahr: Jahresverbrauch von 3.500 kWh) auf 30,63 ct/kWh (inkl. USt / 1,8%) gestiegen. S. 28

Vertrag mit dem Grundversorger bei Jahresverbrauch von 2.500 bis 5.000 kWh durchschnittlich 29,01 ct/kWh S. 28

Vertrag bei einem anderen Lieferanten 28,17 ct/kWh.

Mengengewichteter Mittelwert über alle drei Tarife bei 2.500 kWh bis 5.000 kWh: 29,80 ct/kWh (inkl. USt). S. 28

In der Grundversorgung liegt der vom Lieferanten beeinflussbare Preisbestandteil, der u. a. Kosten für Energiebeschaffung und Vertrieb enthält, zum 1. April 2016 mit 8,06 ct/kWh um fast 37 Prozent über dem Durchschnittswert, S. 214

Das bedeutet in der Praxis, dass sich dieser „Grundbetrag“ gerade für die Einkommensschwächsten über Mehrwertsteuer etc. noch stärker auswirkt. Die sozialpolitischen Sätze müssen aus Gründen der Fairness und der individuellen Freiheiten angepasst werden.

21. Konsumentenverhalten:

21. Konsumentenverhalten:

21.1. Stromsperrungen

344.798 tatsächliche Stromsperrungen 2013, S. 22,

312.059 tatsächliche Stromsperrungen 2011, S. 197,

321.539 tatsächliche Stromsperrungen 2012, S. 197,

344.798 tatsächliche Stromsperrungen 2013, S. 197,

351.802 tatsächliche Stromsperrungen 2014, S. 197,

359.000 tatsächliche Stromsperrungen 2015, S. 27, S. 199

21.2. Lieferantenwechsel: ohne Umzug konstant (aktive Dauerwechsler); bei Umzügen Steigerung, insgesamt leichte Steigerung auf 3,6 Mio. S. 149

Der Lieferantenwechsel hat bei Haushaltskunden seit 2006 erheblich zugenommen. S. 27

Für das Jahr 2015 wurden rund 4 Mio. Lieferantenwechsel gemeldet.

Zusätzlich haben fast 1,7 Mio. Haushaltskunden ihren bestehenden Energieliefervertrag bei ihrem Lieferanten umgestellt. S. 27

Soll bedeuten: 2015 ca. 4,7 Mio. Wechsler,

21.3. Wechselquoten 2015:

Haushaltskunden 10,4% (8,7%, S. 196)

Nicht-Haushaltskunden (> 10 MWh Jahresverbrauch) 12,6%

(2014: 11,0 Prozent). S. 188

21.4. … 43,1% der Haushaltskunden hat im Jahr 2015 einen Vertrag beim lokalen Grundversorger außerhalb der Grundversorgung (2014: 43,2 Prozent). S. 27

21.5. … Haushaltskunden in der klassischen Grundversorgung … 32,1%

21.6. …Anteil grundversorgter zurückgegangen (2014: 32,8%).

21.7. … nicht vom örtlichen Grundversorger beliefert 24,9% (2014: 24%) S. 27

21.8. …75% aller Haushalte durch den Grundversorger versorgt, S. 27

21.9. Die nach wie vor starke Stellung der Grundversorger in ihren jeweiligen Versorgungsgebieten hat damit im Berichtsjahr ein weiteres Mal abgenommen. S. 27

20. Market structures:

20. Market structures:

20.1. Vertragsstrukturen 2013, S: 148

Struktur Sales Im Monitoring 2014 als Lieferantenstruktur bezeichnet.

20.2. Drei Vertragsebenen: Grundversorgte beim „Grundversorger“, Sondervertrag mit „Grundversorger“, Sondervertrag mit anderen Lieferanten. S. 144

20.2.1. Grundversorgte beim „Grundversorger“ waren 41% der Verträge mit 82 TWh = 49% Energieabnahme, S 148, im Mittel 2.400 kWh je Vertrag, S. 149; (2014),

2015: 2.200 kWh

2015: 32,1% S. 193 (2014: 32,8%)

20.2.2. Sonderverträge mit „Grundversorger“ waren 45% der Verträge mit 48 TWh = 29% Energieabnahme; S. 148, im Mittel 4.000 kWh je Vertrag, S. 149;

2015: 2.900 kWh

2015: 43,1 % S. 193 (2014: 43,2%)

20.2.3. Sonderverträge mit anderen Lieferanten waren 21% Verträge mit 38 TWh = 38% der Energieabnahme, S. 148, im Mittel 4.000 kWh je Vertrag, S. 149;

2015: 2.900 kWh

2015: 25,0% S. 193 (2014: 24%)

Von all dem entfallen mit 127 TWh 75% auf Haushaltskunden, S. 148

20.3. Der Anteil der Kunden, die nicht mehr mit dem Grundversorger in einem Vertragsverhältnis stehen, ist dementsprechend abermals, wenn auch nur leicht, gestiegen; insgesamt ca. 75 % aller Haushalte werden nach wie vor durch den Grundversorger beliefert. S. 193

Was auffällt: Die Zahlen im Bericht 2016 sind nicht in sich konsistent.

20.4. SLP: Bis 100 MWh, S. 148 Stromabnahme ca. 168 TWh (Haushalt und Gewerbe)

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

19. Import & Export:

19. Import & Export:

19.1 Import- und Exportkapazitäten minus 2,79% auf 21.137 MW in 2013 = 21.137 MW, S. 20

2014 = 21.200 MW, S. 142

2015 = 19.652 MW, S. 142

19.2. Stromaustausch Import-Export von

2012 = 79,7 TWh um 8,4%, auf

2013 = 86,4 TWh S. 20

2014 = 83,9 TWh S. 23

2015 = 85,0 TWh S.23 (1,3%) S. 23

19.3. …ein Anstieg des deutschen Exportsaldos von vormals 34,5 TWh in 2014 auf 51,0 TWh in 2015, S. 10; Plus von 47,8%. S. 23

Die Exporte … 68,0 TWh im Vergleich zu 59,2 TWh (2014) zu S. 10

2015 … gekennzeichnet … neue Höchststände im Stromexport. S. 23

19.4. Deutschland als zentrale Drehscheibe des europäischen Stromhandels, s. 23

Der Handelssaldo ist trotzdem weiter angestiegen, …

Export im Vergleich zum Import zugelegt S. 23

gesunkene Übertragungskapazitäten häufiger ausgenutzt. S. 23

Rückgang der Importe von 24,7 TWh (2014) auf 17,0 TWh (-31,3%) Exporte von 59,2 TWh (2014) auf 68,0 TWh (+14,9%) Insbesondere Österreich: Exportsaldo von 28,7 TWh

Niederlande: Exportsaldo von 16,2 TWh, S. 23

19.5. Nettoexportüberschuss 2012 21,7 TWh auf 2013 32,5 TWh, S. 20

19.6. Erweiterung des Handels auf 15-Minuten-Kontrakte, S. 21

19.7. Vertragsstruktur 2013 / 2015 S. 201

  • Haushaltskunden (SLP) 45%
  • Sonderverträge beim Grundversorger 2013 34%

(2014: 43,2 7 2015 43,1%). S.27.

  • Grundversorgung beim Grundversorger 2013 33%

(2014: 32,8 / 2015 32,1%).

  • Sonderverträge bei Fremdversorgern 31% (Stromwechsler) S. 21,

(2014: 24,0 % / 2015 24,9%).

Worauf die Abnahme der Marktkonzentration und damit der Marktmacht beruhen sollen, bleibt unklar… Genauso wenig kann von deutlichen Veränderungen, erheblichen Zunahmen oder Abnahmen gesprochen werden. Die Anzahl jährlich abgeschlossener Neuverträge sagt rein gar nichts über die Marktanteile aus. Zumindest nicht, solange man seinen eigenen Zähler nicht mitnehmen kann., Das ist reine Augenwischerei. Der Bezug auf 2010 ist ein ziemlich dürftiges Ablenkungsmanöver. Es entwickelt sich kein echter Wettbewerb. BnetzA und BKartA täten gut daran den Gründen und den Ursachen auf die Schliche zu kommen.

18. Ökostrom:

18. Ökostrom:

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

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

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

17. Wärmestrom:

17. Wärmestrom:

Heizstrom, eine homöopathische Medizin: S. 175

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

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

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

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

Wärmepumpenstrompreis 2015: 21,33 ct/kWh.

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

Auch hier divergierende Zahlen im gleichen Bericht!

Arithmetisches Mittel 2013 20,6 ct / kWh

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

Vorjahresniveau 20,42 ct/kWh.

Wärmepumpe: 21,33 ct/kWh (inkl. USt),

Vorjahresniveau 20,43 ct/kWh.

Arithmetisches Mittel 2015 21,1 ct / kWh

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

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

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

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

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

16. EEG-Umlage:

16. EEG-Umlage:

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

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

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

Diktion im Jahr 2016:

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

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

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

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

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

2012: 28% / 84,4TWh

2013: 23% / 69,3 TWh

2014: 19% / 50,6 TWh

2015: 18% / 47,8 TWh

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