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Statusbericht VDI 2018 zur Energiepolitik – kommentiert

Statusbericht des VDI kommentiert von Thomas Blechschmidt:

Zunächst einmal ist es sehr erfreulich, dass der VDI als Verband Deutscher Ingenieure auf die volkswirtschaftliche Betrachtung abstellt:

S. 3 Volkswirtschaftliche Kosten – Am sprachlichen Ausdruck kann man beim Verband aber gern noch arbeiten:

Sprache: Energieverbrauchsniveau. Gerade Ingenieure wissen, oder sollten sich dessen bewußt sein, dass Energie nicht verbraucht werden kann und das Leistung eine rein virtuelle Größe zur Klassifizierung technischer Anlagen ist. Das konsequent einzuhalten und in allen Diskussionen durchzusetzen wäre schon ein echter Fortschritt. Ban Politicians and Journalists flat Wording.

S4. Kap 1 Hintergrund,

Grundsätzlich liegt hier eine zutreffende und richtige Beschreibung vor. Für meinen persönlichen Anspruch leider zu zurückhaltend und zögerlich. Es fehlen klare Forderungen und Terminsetzungen.

VDI: Bei diesem Weiterentwicklungsprozess sollte – in einem hochindustrialisierten Land wie Deutschland – die industriepolitische Dimension besondere Berücksichtigung finden; es sind erhebliche Weiterentwicklungsprozessgesellschaftliche Verwerfungen zu erwarten wenn die Basis für unser aller Wohlstand sukzessive wegbrechen sollte. Da Deutschland traditionell eine stark exportorientierte Industrienation ist, deren Wohlstand auch aus dem Verkauf von energieintensiven Produkten resultiert, die sich in einem hochkompetitiven Markt erfolgreich behaupten müssen, ist eine nach wie vor kostengünstige Energieversorgung wesentlich.

Da spricht der VDI natürlich erst Mal für sich selbst und seine Mitglieder. Dennoch ist dieses vorbauende Präventivparadigma unzutreffend, da es stets und immer jede Umstellung auf eine nachhaltige, verbrauchsressourcenfreie, rein generative Energieversorgung massiv behindert bzw. faktisch ausbremst.

S 5. Außerdem wird immer der Versuch gemacht, einen tragfähigen Kompromiss mit der „etablierten“ Energiewirtschaft und den hier vorhandenen Strukturen und Forderungen zu finden, da letztlich ein Umsteuern in der Energiewirtschaft ausschließlich gegen die etablierten Energieversorgungsunternehmen wenig aussichtsreich erscheint.

Der VDI muss das notwendig anders sehen, aber gerade für die volkswirtschaftliche Betrachtung sind Großkonzerne für derart einfache Produkte wie Strom unsinnig, da nachweisbar ein ungeheurer Aufwand für Verwaltung, Steuerung, Marketing und Überwachung erforderlich ist, dessen Effektuierung keinerlei volkswirtschafltichen Mehrwert generiert, im Gegenteil nur die Ableitung von Erträgen in steuergünstige Länder verursacht..

S. 6. …– wird derzeit in Gesellschaft, Politik und Wissenschaft kontrovers und zum Teil übertrieben emotional diskutiert. Im Kern dieser Diskussionen geht es unausgesprochen letztlich nach wie vor darum, innerhalb unseres seit dem Ende des 2. Weltkriegs organisch im Rahmen der jeweiligen gesetzlichen Vorgaben gewachsenen Energiesystems und damit in der heutigen deutschen Energiewirtschaft zu einem Paradigmenwechsel zu kommen.

Richtig erkannt. Übertrieben emotional und in großem Umfang unsachlich. Das beginnt bereits bei den verwendeten Begrifflichkeiten. Ebenfalls richtig erkannt: „Organisch gewachsenes Energiesystem. Wo also bleibt die Forderung, dieser Realtität Rechnung zu tragen und mit der gegenwärtigen Top-Down-Methodologie und den mit ihr verbundenen immer harscher werdenden makroökonomischen Kontrollstrulkturen endlich zu brechen?

S. 7. …vor dem Hintergrund eines vorhandenen Energieversorgungssystems, dessen Komponenten und dessen Infrastruktur noch lange nicht abgeschrieben ist und dessen Akteure- bzw. die dahinter stehenden Aktionäre – gegebenenfalls andere Interessen verfolgen (müssen).

Daran bestehen keinerlei Zweifel. Die wesentliche politische und damit eben volkswirtschaftlich zentrale Frage lautet: Wie sinnvoll ist es, eben diese Komponenten und Infrastruktur durch ihresgleichen immer weiter zu ergänzen und auszubauen, wenn klar ist, dass der Wandel so schnell wie möglich erfolgen muss: Logik: Keine Großkraftwerke mehr, keine Kohleabbaugenehmigungen mehr und ein mit aller Kraft möglichst reduzierter Netzausbau im Übertragungsnetzbereich durch den Einsatz besserer und nachhaltigerer Technologien. Der Hinweis auf die „noch lange nicht abgeschriebene Infrastruktur“ ist begrüßenswert. Konsequent ebenso begrüßenswert wäre es, wenn der VDI sich sachlogischerweise richtig für eine Abschaffung der derzeitgen Merit-Order nach rein variablen Kosten ohne Betrachtung der Investitionskosten einsetzt, um nachhaltigen Technologien den entsprechenden volkswirtschaftlichen Stellenwert zukommen zu lassen. (Referenzpreis der realen Stromgestehungskosten, http://www.thomasblechschmidt.de/2014/04/09/das-referenzpreismodell-vorschlag-eines-transparenten-funktionierenden-strompreismodells/)

S. 8. Weltweit hatte Deutschland bis vor wenigen Jahren eine führende Position in der Schaffung von Rahmenbedingungen und bei der Entwicklung von Technologien zur Nutzung regenerativer Energien zur Strom-, Wärme- und Kraftstoffbereitstellung. Beispielsweise wurde ein dem EEG vergleichbares Instrument in vielen anderen Ländern ebenfalls erfolgreich eingeführt und umgesetzt. Viele Aspekte der deutschen „Energiewende“ galten international als beispielhaft. Die Entwicklungen in den letzten Jahren legen aber den Schluss nahe, dass Deutschland auf einem guten Weg ist, diese Vorbildwirkung vollständig aufzugeben – und damit auch die Erreichbarkeit der zugesagten Klimagasminderungsziele aufs Spiel zu setzen.

Richtig. Fragen Sie also bitte Ihre Mitglieder, ob die nicht etwa die falschen Parteien wählen oder sponsern.

Deshalb gewinnen überregionale Verteilnetze – zusammen mit einer entsprechenden realen und virtuellen Speicherung und damit auch eine Kopplung an andere Sektoren des Energiesystems – immer mehr an Bedeutung und müssen in den kommenden Jahren weiter ausgebaut und optimiert werden.

Richtig

S. 9. Die damit einhergehenden Diskussionen zur standortabhängigen Abwägung der jeweils „besten“ bzw. lokal akzeptablen Lösung müssen mehr sachlich und faktenorientiert und weniger emotional und ideologiegetrieben geführt werden.

Richtig

S. 11. Regenerative Energien können kurz- bis mittelfristig nicht die gesamte Energienachfrage in Deutschland decken. Sie werden auch in den kommenden Jahrzehnten nur einen bestimmten – jedoch potenziell laufend steigenden – Beitrag im gesamten Energiesystem (das heißt im Wärme-, im Strom- und im Mobilitätssektor) leisten.

Richtig. Naja. Fast. Nicht potenziell steigend, sondern notwendig steigend.

S. 12. Die Nutzung immer größerer Anteile von volatil erzeugtem „erneuerbaren“ Strom macht den Einsatz von elektrischen direkten und virtuellen Energiespeichern und den Ausbau des elektrischen Netzes (einschließlich der transeuropäischen Overlay-Netze) erforderlich, wenn der Ausgleich durch andere Maßnahmen (z. B. Sektorenkopplung) nicht realisiert werden kann. Beide Maßnahmen wirken komplementär: weniger Netzausbau erfordert mehr Speicherkapazität und umgekehrt. Analoges gilt sinngemäß bis zu einem gewissen Ausmaß bei der Wärmenutzung in Bezug auf Wärmespeicher und Wärmenetze.

Richtig. Ergänzungsbedarf besteht allerdings dahingehend, dass auch die Stromabnahme hochgradig volatil ist. Das zeigt nur nie jemand auf, weil es das nette Märchen vom Zappelstrom als das entlarvt was es ist: Eine dummdreiste oder eben böswillige Lüge.

… die räumliche Disparität speziell von Windstrom aus Norddeutschland und die – im bundesdeutschen Durchschnitt – überproportional hohe Stromnachfrage in West- und Süddeutschland verstärkt die Notwendigkeit des Aus- und Umbaus des deutschen und europäischen Stromnetzes. Dabei müssen technische Entwicklungen gefördert und bei Bedarf Anreize zur Marktdurchdringung geschaffen werden (z. B. Smart Grids, Energiespeicher, Lastmanagement, IT).

Richtig.Besonders die Integration der genannten neuen Technologien ist im Vergleich zu ihrem Potential bisher schmälich vernachlässigt worden. Das spiegelt exakt den Eingangs geschilderten Bedeutungsverlust von „Made in Germany“ wieder.

S. 13 Die Folge sind historisch niedrige Strompreise für die Unternehmen, die an der Börse

Strom einkaufen können. Dies ist derzeit ein klarer Standortvorteil für die Industrieunternehmen, die davon profitieren können.

Richtig. Aber da werden die „Marktbegleiter“ des VDI bei auf dem Feld der Wirtschaftsrepräsentanz vehement etwas vollkommen anderes behaupten. Zudem wird der „Standortvorteil“ zu Lasten der Mehrheit der privaten Endverbraucher erkauft, die mit den höheren Entgelten leben müssen. Netterweise beklagen ausgerechnet die Industrieunternehmen seit Jahren die im internationalen Vergleich überdurchschnittlich hohen Stromkosten ihrer Zunft – und fangen damit wesentliche Teile des unternehmersichen Mittelstands als Unterstützer ein, der zu wesentlich höheren Preisen einkaufen muss, als die Lautsprecher der Industrieverbände und des BDEW:

Die Energiewende wird deshalb nur zu schaffen sein, wenn Onshore-, Offshorewindkraft und Photovoltaik in einem vernünftigen Mix zueinander weiter ausgebaut werden.

Richtig

S. 14. Die Steuerungswirkung des EEWärmeG war bisher eher gering. Nach wie vor ist der Wärmemarkt durch einen erheblichen Sanierungsstau sowohl in Bezug auf den Ersatz veralteter Wärmeerzeuger als auch hinsichtlich einer verbesserten Dämmung gekennzeichnet, der durch die zögerliche und unklare Haltung der Politik auch nicht kurzfristig gelöst werden wird. Auch in der Legislaturperiode 2013 bis 2017 sind hier keine wirklichen Fortschritte erzielt worden. Deshalb muss eine energiepolitische Rahmensetzung zukünftig sicherstellen, dass sowohl Mieter als auch Vermieter von einer Investition in eine energie- und damit umwelteffizientere Gebäudesubstanz profitieren.

Richtig. Wobei „zu gering“ ein echter Euphemismus für „wirkunglsos“ ist. Wir stehen auf dem Niveau von Ländern wie Rumänien und Bulgarieen und – und das ist ein echter Skandal – es gibt immer noch Förderungen für den Einbau neuer Öl- und Gasheizungen. Haben wir noch immer 1970?

Vor allem der letzte Satz ist entwicklungskritisch. Dringend vermisst wird eine der realität angepasste Steuerpolitik. Die Abschreibung energetische Investitionen auf 9 Jahre zu 11 % bei voller Umlage der Abschreibung auf die Miete ist ein gesellschaftspolitisches NoGo. Hier den TLCC-Ansatz verbindlich festzulegen ist dringend notwendig. Zudem ist eine Rückkehr zur praktischen Vernunft erforderlich, was die Dämmung des Gebäudebestands angeht. Es bedarf keiner weiteren Verschärfungen der Anforderungen an die Kennwerte (Uwert) der Gebäudehülle und ihrer Teile mehr, wenn es möglich ist, bei einem Gebäude unter Einsatz der passenden Technologien einen Primärenergiebedarf von Null zu erzielen. Das, und eben nicht irgendwelche extrem niedrigen U-Werte sind der geeigente Maßstab. Wie der einzelne Eigentümer das erreicht, muss der Politk egal sein.

S. 15 Der Klima- und Umweltschutz hat in Deutschland und global in den letzten Jahren zunehmend an politischer Bedeutung verloren – und das trotz der Übereinkunft von Paris Ende 2015; … Der CO2 -Zertifikatspreis ist heute so gering, dass er praktisch keine Steuerwirkung mehr hat.

Richtig

S. 20 Bürger empfinden Windenergieanlagen teilweise als störend….

Richtig. Leider ist das Winkraftfans ebenso egal, wie den Kohlekraftfanatikern der SPD und der immer noch aktiven Atomlobby deren Einwirkung auf die Umwelt.

S. 31

Der durch eine massive Veränderung des administrativen Rahmens bedingte starke Rückgang des deutschen PV-Markts einerseits und die starke Dominanz der Hersteller aus Asien andererseits haben der deutschen Fotovoltaikindustrie (PV-Industrie) erhebliche Probleme bereitet. Eine ganze Reihe von Unternehmen ist vom Markt verschwunden, wurde übernommen oder befindet sich in einer prekären Lage. Von den rund 130.000 Vollzeit-Arbeitsplätzen im Jahr 2010 sind 2015 noch etwa 38.000 übrig.

Richtig. Danke SPD. Danke CSU/CDU. Danke FDP. Danke an alle Parteien mit geschickt vorgetäuschter Wirtschaftskompetenz. Wenn alle in heterosexuellen Beziehungen lebenden Frauen so geschickt ihren sexuellen Höhepunkt vortäuschen könnten, würden alle ihre Männer sich für den jeweils besten Liebhaber der Welt halten….

S. 32

Trotz prinzipiell fluktuierender Erzeugung passt die Stromerzeugung von PV-Anlagen sehr gut zum Verbrauchsprofil insbesondere in Kombination mit Strom aus Windkraftanlagen. So liefern PV-Anlagen heute an sonnigen Tagen einen Großteil der Leistung zur Abdeckung der Bedarfsspitzen in der Mittagszeit (Peak-shaving-Effekt). Aufgrund der größeren Tag-Nacht- Unterschiede im Tagesgang zwischen Sommer und Winter und der dazu passenden geringeren PV-Stromerzeugung im Winter gilt diese Aussage im Durchschnitt näherungsweise für das gesamte Jahr. Dies ist mit ein Grund für den Rückgang der Preisunterschiede zwischen der Spitzenund der Grundlast – und damit letztlich der Abnahme des Speicherpreises (z. B. in einem Pumpspeicherkraftwerk) in den letzten Jahren. Jedoch ist zu erwarten, dass sich dieser Effekt in den kommenden Jahren mit einem weiteren Wachstum der Fotovoltaik wieder umkehren könnte; dann dürften auch der Spread zwischen Spitzen- und Grundlast – und damit die Speicherpreise – wieder zunehmen.

Richtig, oder zumindest plausibel.

Die Erzeugung aus PV- und Windkraftanlagen wirkt aufgrund des heutigen Strommarktdesigns deutlich senkend auf die börsennotierten Industriestrompreise, die an der Leipziger Strombörse (EEX) gehandelt werden. Deshalb zeigt Deutschland die niedrigsten Industriestrompreise in Europa. Und es ist aus heutiger Sicht nicht zu erwarten, dass sich daran in den kommenden Jahren etwas Grundlegendes ändern dürfte.

Richtig. Aber da werden die „Marktbegleiter“ des VDI bei auf dem Feld der Wirtschaftsrepräsentanz vehement etwas vollkommen anderes behaupten.

S.33

Die Preise für Fotovoltaikstrom (PV-Strom) sind in den letzten Jahren enorm gesunken und in einzelnen Marktsegmenten in Deutschland bereits heute unstrittig auf Wettbewerbsniveau. Die durchschnittlichen Stromgestehungskosten für PV-Anlagen in Deutschland belaufen sich – je nach Standort – auf unter 0,06 €/kWh bei Großanlagen und auf weniger als 0,10 €/kWh bei Kleinanlagen. Damit liegt der Preis weit unter dem, den Privathaushalte derzeit für einen Bezug an elektrischer Energie aus dem Stromnetz bei ihrem Versorger zahlen müssen und unterschreitet im Falle großer Anlagen schon teilweise die Vollkosten von mit fossilen Brennstoffen gefeuerten Kraftwerken.

Richtig.

S. 34

Die ins Stromnetz eingespeiste Spitzenleistung aus Solarstromanlagen in Deutschland steigt mit zunehmender installierter Leistung immer weiter an. Dennoch stellt die Netzintegration von PV-Anlagen heute noch kein signifikantes Problem dar. Überlastungen in einzelnen Verteilnetzabschnitten mit hoher PV-Konzentration lassen sich meist durch technische Maßnahmen, die zunehmend auch in die Wechselrichter integriert werden, beheben.

Sehr interessante Äußerung und durchaus weitgehend zutreffend.

Der weitere Ausbau der Fotovoltaik erfordert zukünftig mehr Maßnahmen, um Energieangebot und -verbrauch zur Deckung zu bringen. Maßnahmen wie die intelligente, nach Energieangebot variable Steuerung von Verbrauchern und Erzeugern (Smart Grids), der Aufbau von verlustarmen, kontinentalen Stromnetzen zum Ausgleich lokaler Extremwerte bei der Energieerzeugung oder auch die Nutzung der Batterien von Elektrofahrzeugen oder Nachnutzung (Second Use) als elektrische Speicher, rücken mehr und mehr in den Fokus. Der Einsatz von großtechnischen Speichern wird zwar zwingend erst bei deutlichen höheren Anteilen von erneuerbaren Energien erforderlich. Dennoch sollten bis dahin technisch ausgereifte Lösungen, die sich auch im größeren Maßstab bereits bewährt haben, zur Verfügung stehen. Hierfür werden unterschiedliche Technologien benötigt, die vom Tagesspeicher auf Batteriebasis bis zur Speicherung von mit erneuerbarem Strom hergestellten Wasserstoff (Power-to-Gas) reichen.

Richtig. Bis auf sprachliche Unklarheit und eine immer noch bestehende Unkenntnis über die Potentiale von Speichern.

 Die deutlich reduzierte Förderung der Fotovoltaik in Deutschland hat in den letzten Jahren zu stark gesunkenen Zubauraten geführt, die noch deutlich unterhalb des Zielkorridors der Bundesregierung von 2,4 GW bis 2,6 GW liegen. Sollte diese Entwicklung so weitergehen, wird langfristig nicht das nötige Volumen an PV-Strom geliefert

werden können, das für die Energiewende erforderlich ist. Unter Maßgabe der sicheren Erreichung dieser Zielstellung ist deshalb eine Anpassung der derzeitigen PV-Förderung geboten. Sinnvolle Förderregeln sollten neben einer maßvollen Degression der Vergütungssätze vor allem den Eigenverbrauch des selbsterzeugten Stroms attraktiver machen (z. B. weitergehende Befreiung von der EEG-Umlage). Auch sollten Geschäftsmodelle entwickelt werden, durch die der Betrieb von PV-Anlagen bald ganz ohne Förderung realisiert werden kann.

Richtig

S. 35

Zunehmend werden in Deutschland auch Systeme angeboten, mit denen über PV-Module ausschließlich die Wärmenachfrage eines Einfamilienhauses gedeckt werden soll; dies ist im Vergleich zu solarthermischen Systemen einfacher und verspricht auch im Winterhalbjahr einen merklichen Wärmeertrag. Die Option, gegebenenfalls auch einen Teil des Strombezugs zu reduzieren, macht die Möglichkeit ökonomisch noch attraktiver. Eine Kopplung mit einer Wärmepumpe und die Nutzung des gesamten Hauses als Wärmespeicher – zumindest für die Raumwärme – macht dieses Konzept noch deutlich attraktiver. Deshalb ist zu erwarten, dass derartige Konzepte zukünftig mehr an energiewirtschaftlicher Bedeutung erlangen werden.

Richtig

S. 40

Infolge des Preisverfalls bei der Fotovoltaik und desgleichzeitigen Rückgangs der fossilen Energiepreise hat sich das ökonomische Umfeld für solarthermische Kraftwerke in den letzten Jahren – trotz vielversprechender Entwicklungen auch bei den solarthermischen Anlagen – zunehmend verschlechtert, da hier – auch aufgrund der bisher begrenzten Marktvolumina – noch keine vergleichbaren Kostenreduktionen wie bei der Fotovoltaik realisiert werden konnten. Auch ist aus heutiger Sicht nicht zu erwarten, dass die Solarthermie das heutige Kostenniveau der Fotovoltaik in überschaubaren Zeiträumen erreichen kann.

Richtig.

S. 46

In Deutschland wurden Ende 2016 geschätzte 964.000 Wärmepumpen betrieben; dabei handelt es sich um 754.000 Heizungs-Wärmepumpen und 210.000 Wärmepumpen zur ausschließlichen Trinkwassererwärmung. Mit diesen Anlagen wurden rund 11,6 TWh an erneuerbarer Wärme bereitgestellt.

Für die Raumheizung und Trinkwassererwärmung wurden 2016 ca. 79.000 Wärmepumpen neu installiert (siehe Bild 10). Damit nahm der Wärmepumpenabsatz im Vergleich zum Vorjahr erstmals seit einigen Jahren wieder zu (2015: 69.500). Dabei ist die Anzahl der Neuinstallationen für Heizungswärmepumpen auf rund 66.500 und damit um knapp 17 % gestiegen (2015: 57.000). Der größte Zuwachs war dabei bei den erdgekoppelten Systemen zu beobachten. Im Vergleich zu 2015 nahmen 2016 die Neuinstallationen um rund 22 % zu (2016: 20.700, 2015: 17.000); dadurch stieg der Anteil der neu installierten erdgekoppelten Systeme am gesamten 2016 neu errichteten Wärmepumpenpark um 1%-Punkt auf knapp 31 % (2015: 30 %). Aber auch die Absatzzahlen der Luftwärmepumpen legten 2016 knapp 15 % deutlich zu (2016: 45.800, 2015: 40.000); dies gilt insbesondere für Monoblocksysteme mit einem Zuwachs von knapp

20 % im Vergleich zu 2015 (2016: 25.100, 2015: 21.000). Der Zubau bei den Splitsystemen fiel dagegen mit 9 % etwas geringer aus (2016: 20.700, 2015: 19.000). Zusammengenommen dominieren aber insgesamt luftgekoppelte Wärmepumpen mit rund 69 % die Absatzzahlen für neuverbaute Systeme. Insgesamt wurden damit die Absatzzahlen aus dem bisher erfolgreichsten Jahr 2008 übertroffen (2008: 62.500). Grund hierfür sind die veränderten Förderbedingungen des Marktanreizprogramms (MAP) seit April 2015 und die anspruchsvolleren Anforderungen der Energieeinsparverordnungen (EnEV) seit Anfang 2016.

Richtig

S.47

Die Technik erdgekoppelter Wärmepumpen, mit denen Wärme und gegebenenfalls Kälte bereitgestellt werden kann, ist weitgehend ausgereift. Allerdings steht, vor dem Hintergrund des relativ niedrigen Ölpreises einerseits und der oft ver gleichsweise hohen Stromtarife andererseits, einer weiteren signifikanten Marktausweitung im Wärmesektor oft die Notwendigkeit gegenüber, dass (zunehmend teurer) Strom für den Anlagenbetrieb benötigt wird und nur (tendenziell billigere) fossile Energie (z. B. Erdgas) substituiert werden kann. Außerdem benötigen Wärmepumpen typischerweise eine Niedertemperaturheizung

(z. B. Fußbodenheizung), die nicht zwingend immer vorhanden ist. Deshalb ist eine wirtschaftliche Umsetzung im Bestand oft herausfordernd.

Ist es demgegenüber möglich, elektrischen Strom aus erneuerbaren Energien kostengünstig zu nutzen (z. B. über zu installierende dachgekoppelte PV-Module) und ist eine entsprechende Niedertemperaturheizung vorhanden, dann ist dieses System ökonomisch (und unter Klimaschutzaspekten) sehr vielversprechend; dies gilt insbesondere dann, wenn damit Wärme und Kälte bereitgestellt werden soll. Daher haben erdgekoppelte Wärmepumpensysteme beispielsweise in Deutschland im Neubaubereich derzeit einen erheblichen Marktanteil. Hinzu kommt, dass die Potenziale zu Nutzung des oberflächennahen Erdreichs sehr groß sind.

Richtig. Umso notwendiger sind endlich eine wirksame CO2-Bepreisung und ein Referenzpreissystem zur Kontrolle.

S.49

Die ersten Wärmepumpen mit CO2 als Kältemittel sind bereits in Betrieb und erweitern ihren Einsatzbereich auf Temperaturen bis 110 °C.

Hervorragend.

Mit der Entwicklung von speziellen Kompressoren und zwei-/dreistufigen Wärmepumpen sowie dem Einsatz von Wärmepumpen mit Dampfeinspritzung sind heute aber auch Vorlauftemperaturen von 65 °C und mehr bei hohen Jahresarbeitszahlen möglich. Diese technische Entwicklung wird in den kommenden Jahren hin zu immer anspruchsvolleren Kennwerten weitergehen.

S. 50

Darüber hinaus können auch „Energiepfähle“, Erdwärmekörbe oder Eisspeicher zum Einsatz kommen, mit denen Wärmepumpen auch unter besonderen Bedingungen effizient eine Klimatisierung realisieren können (siehe dazu VDI 4640 Blatt 2).

S. 52

Der Anteil der tiefen Geothermie an der Nutzung der regenerativen Energien in Deutschland ist immer noch gering und liegt weit unter dem hierzulande vorhandenen und potenziell ausschöpfbaren Potenzialen an geothermischen Ressourcen.

Richtig, aber die Wahrheit: Das ist viel zu aufwändig. Nichts ist so subventionslastig und dennoch so teuer wie Geothermie in Deutschland. Finger weg. Das ist nichts als die großeflächige Sozialisierung der Kosten überteuerter Technologie durch Aufzwingen der Nutzung zur Befriedigung ingenieurstechnischer Pubertätsträume

S. 54

Im Laufe des Jahres 2018 wurde ein weiteres geothermisches Kraftwerk fertiggestellt. Der Kraftwerksteil ging Anfang 2016 in Betrieb und die geothermische Wärmebereitstellung wurde schon seit 2014 realisiert.

Special Knowlegde… Ein Mordsabschnitt über Geothermie aber keine Kostenanalyse, wie zuvor bei anderen Optionen. Warum nur?

S.91

Im derzeitigen Stromversorgungssystem erstellen die Energieversorger einen Kraftwerksfahrplan für den jeweils nächsten Tag, in dem für jedes 15-Minuten-Intervall definiert wird, welche Kraftwerke wie viel elektrische Energie zur Nachfragedeckung bereitstellen. Die an der Lastdeckung beteiligten Kraftwerke werden dabei nach der aufsteigenden Reihenfolge ihrer variablen Grenzkosten – der Merit Order – eingesetzt.

Sind wir wirklich schon bei 15 Minuten?

Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien stehen aufgrund der sehr geringen variablen Kosten in der Merit Order üblicherweise vor den kostengünstigsten konventionellen Kraftwerken. Aufgrund der Vorrangregelung für Strom aus erneuerbaren Energien muss dieser Strom außerdem vorrangig in das Stromnetz und unabhängig von den tatsächlichen variablen Grenzkosten eingespeist werden. Viele Anlagen zur Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien erhalten also nicht den über die Merit Order festgestellten Strompreis, sondern eine fixe Einspeisevergütung nach EEG (das heißt diese Anlagen nehmen de facto nicht am Strommarkt teil).

Dadurch verändert sich die Merit Order entsprechend. Dies ist der Grund für die in Deutschland derzeit sehr geringen börsennotierten Strompreise für die Industriekunden, die an der Börse einkaufen können. Daher wird derzeit dieses Strommarktdesign politisch hinterfragt und mögliche Alternativen diskutiert.

Richtig.

S. 95

Dies ist bei der Prognose der Solar- und Wind stromerzeugung (sowie die der Stromerzeugung aus anderen erneuerbaren Energien) bisher eingeschränkter der Fall; das heißt, der Prognosefehler ist oft noch vergleichsweise stark fehlerbehaftet und damit die Güte des daraus resultierenden Einsatzplans zum Teil gering. Aber in den letzten Jahren wurden hier deutliche Verbesserungen erreicht. Bei Day-Ahead liegt der Prognosefehler heute bei unter 5 % und im Intraday-Handel (also bis 45 min vor Erfüllung) liegt die Prognoseabweichung bei unter 2 % (und der Intraday-Handel gewinnt immer mehr an Bedeutung).

Richtig.

S.93

Eine technisch und wirtschaftlich begründete Strategie zum Bau und zur Nutzung von Energiespeichern zeichnet sich bisher nicht ab. Einerseits ist der zukünftige Speicherbedarf nicht exakt kalkulierbar und andererseits sind die wirtschaftlichen Randbedingungen für den Bau und Betrieb von Speichern heute noch nicht vorhanden. Diese Situation dürfte sich auch in den kommenden Jahren kaum signifikant verändern. Es zeichnet sich jedoch ein starker Zuwachs von Kleinbatteriespeichern – meist in Verbindung mit PV-Anlagen – ab.

Falsch, es hat nur bisher niemand ernsthaft darüber nachggedacht und etwas belastbares entwickelt. Letzteres trifft allerdings zu.

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.