ALTERNATIVER SZENARIORAHMEN

Der alternative Szenariorahmen besteht in einem dezentral angelegten Szenariorahmen zu möglichen und auf Basis realer Messungen tatsächlich notwendiger Netz-Fortentwicklungen.

Theoretischer Ausgangspunkt ist das Ziel rein generativer Erzeugung von Strom und Wärme, welche sich in der Tat nur mittels eines möglichst hohen Grades an dezentraler Erzeugung plus Speichertechnologien erreichen lässt. Mit dem hergebrachten Denken in Großstrukturen, Großkonzernen, großen Leitungen, gigantischen Umsätzen und gewaltigen Leistungen ist das gleiche Ziel zwar theoretisch ebenfalls erreichbar, jedoch nur um den Preis extrem aufwändiger Verwaltung, Reglementierung und Steuerung.

Im Wesentlichen werden zunächst ausgewählte Passagen (kursive Schrift) des von der BNetzA zuletzt veröffentlichen, konventionellen Szenariorahmens 2017-2030 unter Seitenangabe zitiert, kritisch beleuchtet und an geeigneten Stellen auch in weiteren Zusammenhängen einer politischen Bewertung unterzogen:

Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass auch dieser Szenariorahmen durch einen politischen Rahmen von heute beschränkt wird. Die aktuellen Fortschritte bei der Energieeffizienz, in der Forschung bei Steuerungstechnologie, in der Speicherforschung, in der Gleichstromtechnologie und bei Verknüpfung der Höchst-, Mittel- und Niederspannungsnetze würden nicht oder nur unzureichend in Betracht gezogen.
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Damit hat er Recht. Zu berücksichtigen ist allerdings, dass Aufgabenstellung, politisch vorgegebene Vorgehensweise, Taktiken, Strategien und Zielsetzung der BNetzA-Aktivitäten die als fehlend bemängelten Aspekte gar nicht zulassen. Der Mangel liegt nicht bei der BNetzA, sondern bei der Politik, die die herrschende Konstellation festgelegt hat. Die BNetzA ist eine Behörde, und tut hauptsächlich, was ihr aufgetragen wird, auch wenn sie ab und an über das Ziel hinausschießt sowie durch bestimmte Artikulationen in Form von Glaubenssätzen subjektiv und willkürlich Partei für bestimmte Technologien und Strukturen ergreift. Perspektiven zu entwickeln gehört anzunehmender Weise auftragsgemäß nicht dazu.

Sehr viele Konsultationsteilnehmer begrüßen, dass der aktuelle Entwurf des Szenariorahmens für die Netzentwicklungspläne Strom 2017-2030 wesentlich ausführlicher ist als die Szenariorahmen der Vorgängerjahre. Dies betreffe insbesondere die Einbeziehung zusätzlicher Inputparameter und deren Variation. Somit sei die Nutzung von Szenarien sinnvoll, die in Hinblick auf einzelne Parameter nicht mehr identisch sind.
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Was zeigt, dass trotz allem, was vermisst wird, doch ein wenig Fortschritt möglich ist. So lässt sich zumindest Hoffnung aufrechterhalten.

Demgegenüber seien die neu eingeführten Berechnungsmethoden nach Dafürhalten einiger weniger Konsultationsteilnehmer zu detailliert. Da zu allen in den Berechnungen berücksichtigten Daten nur Abschätzungen vorliegen, könne nicht vorhergesehen werden, wie die tatsächliche Entwicklung sein werde. In dem Workshop in Würzburg sei von einem Gutachter der Übertragungsnetzbetreiber bestätigt worden, dass frühere Studien mit ähnlichem Detaillierungsgrad nicht auf ihre Treffsicherheit überprüft wurden. Demnach werde mit dieser detaillierten Berücksichtigung von Einzeldaten lediglich eine Pseudogenauigkeit erzeugt, die der tatsächlichen Entwicklung nur zufällig entspreche. Bei einer so langfristigen Prognose wie im Szenariorahmen 2017-2030 müsse eine Beschränkung auf die drei bis vier größten Einflussfaktoren erfolgen.
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Die Detailverliebtheit entspricht einem ingenieurwissenschaftlichen Bedürfnis. Dass sich dieses gegen die Vorherrschaft fachfremder Juristen und Wirtschaftler bei der BNetzA wirkungsmäßig entfaltet, ist prinzipiell zu begrüßen. Letztlich ist Ziel jeder Wissenschaft die Beschreibung von Phänomenen, deren Erfassung in berechenbaren Kategorien und die Vorhersage. Von daher hängt jedoch jegliche Detailberechnung in der Luft, da die Annahmen in den Szenariorahmen Top-Down gestrickt und zu mehr als 100% spekulativ sind. Es ist noch nicht mal transparent nachvollziehbar, warum ein gerade mal einziger von 35.040 Viertelstundentakten, komplementär dazu ein Handvoll Nutzungsprofile und ein paar ausgewählte Musterverteilnetze von über 16.000 existierenden eine verlässliche Ausgangsbasis darstellen könnten.

Dazu kommt, dass niemand die Zukunft vorhersagen kann. Schon gar nicht, wenn politisch um bestimmte, wesentliche Zielsetzungen gerungen wird. Siehe CO2-Ausstoss, Schadstoffemissionen, Zukunft Kohle, Entwicklung Speichertechnologie, Elektromobilität, Elektrifizierung des Schienenverkehrs, Elektrfizierung der Autobahnen mit Stromleitungen, Zuwachs Wärmepumpentechnik, Verdrängungswettbewerb PV und Wind gegen konventionelle Stromerzeugung, Entwicklung von Schlüsselindustrien, etc.

Einige Konsultationsteilnehmer beanstanden, dass der Entwurf des Szenariorahmens erneut von den vier großen Übertragungsnetzbetreibern erstellt worden ist. Eine derartige Planung mit so großer gesamtgesellschaftlicher Bedeutung dürfe nicht von den vier Übertragungsnetzbetreibern, die ihren Aufgaben gemäß in erster Linie nicht das Gemeinwohl, sondern eigene wirtschaftliche Ziele verfolgten, vorgenommen werden. Es entstehe der Eindruck, dass die Übertragungsnetzbetreiber beim Erstellen des Szenariorahmens 2017-2030 keine objektive Einschätzung der Stromgewinnung und des Stromtransports erarbeiteten, sondern versuchen, die Bedürfnisse der Zukunft so auszulegen, dass für sie der größtmögliche Gewinn (bei einer garantierten Eigenkapitalrendite von über 9 %) herauskommt, also der Bau von möglichst vielen und groß angelegten Leitungen über möglichst große Entfernungen. Die Planung des Szenariorahmens müsse vielmehr von neutraler Stelle erfolgen, um das Gemeinwohl und die Interessen der Bürger zu berücksichtigen
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Ein Argument, mit dem alle diese Kritiker absolut Recht haben. Dadurch gerät das Ganze System zum Selbstbedienungsladen für Finanzkonzerne und die berühmten „Stakeholder“. Um technische und volkswirtschaftliche Sinnhaftigkeit geht es längst nicht mehr. An der Stelle entsteht klar die Forderung, alternative Technologien zum Netzausbau wirtschaftlich gleichzustellen: Also eine Vergütung für Speicherbetreiber, die ebenfalls 9% Rendite auf eingesetztes EK bis 40% der Anschaffungskosten garantiert. Oder eben, die Netzbetreiber und Ausbaubefürworter setzen sich ebenfalls einer Finanzierung nach tatsächlich transportierter Energie aus. Das gegenzurechnen zeigt sofort, ob sich die Trassenbauphantasien jemals rechnen können.

Die großen Energiekonzerne und deren Finanziers haben die strategische Bedeutung der Netze längst erkannt und sehen dort eine neue, sichere Geldanlage, da im Netzbereich echter Wettbewerb nicht stattfindet, ja naturgemäß gar nicht stattfinden kann. Die Netzbetreiber selbst zeigen bis hinunter zum Verteilnetz Auf der 0,4 KV Ebene die Tendenz durch Änderung der technischen Regeln Zug um Zug die eigenen Positionen zu zementieren und erzeugen Abhängigkeiten, indem sie durch Erhöhung der Komplexität mögliche Wettbewerber wie kommunale Unternehmen via fachliche Kompetenz aus dem Wettbewerb drängen, gleichzeitig aber die Einnahmebasis durch Implementierung neuer Technologie zur garantierten Renditen verbreitern.
Für den Endverbraucher verbessert sich nichts. Lediglich die Abhängigkeit vergrößert sich.

Ein Konsultationsteilnehmer lehnt das Szenario A 2030 insgesamt ab. Die Bundesregierung habe sich verpflichtet, gewisse Klimaschutzziele zu erreichen, u. a. Strom und C02-trächtige Energieträger einzusparen. Von daher sollten Braun- und Steinkohlekraftwerke in einem zukunftsorientierten Energiekonzept keine Rolle mehr spielen.
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Eine, wenn auch logisch richtige, dennoch überaus radikale Forderung. Die löst natürlich erst Mal Ängste aus. Ohne einen tatsächlich wirksamen Anreiz wird sich in der Richtung aber gar nichts bewegen. Die Politik der alternativlosen SPD und Union jedoch versteckt sich hinter dem vermeintlichen Sachzwang der Erhaltung von vielleicht 60.000 Arbeitsplätzen im Umfeld der Kohleverstromung. Die 180.000 bereits durch diese beiden Parteien vernichteten Arbeitsplätze allein im Bereich Photovoltaik zählen offenbar nichts.

Der Schlüssel liegt in der realen Bepreisung (Referenzpreis) von Strom am Markt. Die Börsen-Arbeitspreise müssen volkswirtschaftlich sinnvoll die tatsächlichen volkswirtschaftlichen Kosten abbilden, Es darf keine kaufmännische Nullung von Investitionen durch Kategorisierung von Subventionen als „Stranded Assets“ mehr geben. Niemals mehr.

Da jedoch die Börsenpreise ihr Niveau europaweit niemals refinanzierten staatlichen Investitionen verdanken, die heute noch als Schulden Kosten verursachen, kann ein nutzbringender Ausgleich nur über eine international vereinbarte Bepreisung anderer Faktoren erreicht werden.

Die Gelegenheit ist jetzt mit dem Pariser Klimaabkommen so günstig wie nie. Selbst wenn die derzeit zu hinzunehmenden Präsidenten Trump, Erdogan und Putin versuchen, sich diesem Abkommen der Vernunft zu widersetzen so können auch diese drei niemals die anderen Unterzeichner daran hindern, umgehend jegliche Handelsware nach der jeweiligen CO2-Emission zu bepreisen und mit den so erwirtschafteten Geldern alternative Technologien und Projekte zu fördern. Dann kostet eben jedes von diesen Staaten exportierte Produkt bei Import einen dem zu seiner Herstellung freigesetzten CO2 entsprechenden Betrag Aufschlag. Erdgas, Erdöl, Kohle, Fahrzeuge, etc. Sparsamer werde die Endverbraucher von selbst.

Ein Konsultationsteilnehmer findet es bedauerlich, dass die Weiterentwicklung von Speichertechnologien und die Verknüpfung Strom- und Gasnetz im Szenario B 2030 nicht weiter beachtet wurde.
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Stimmt, entspricht aber dem politisch vorgegebenen Auftrag der BNetzA. Und ziemlich sicher auch der politisch gesteuerten Besetzung der BNetzA Führung. Inakzeptabel ist dabei, dass das Führungspersonal der BNetzA politische Bewertungen der eigenen Leistungen und vertretenen Meinungen abgibt und sogar interessengeleitete Meinungen der Stakeholder einseitig bekräftigt.

Nach Meinung eines weiteren Konsultationsteilnehmers ist es zwar nachvollziehbar, dass das Szenario C 2030 eine beschleunigte Energiewende darstellt. Allerdings sollte dabei nicht vergessen werden, dass der Ausbau von Speichern, Power-to-Gas und E-Mobilität zwar den Stromverbrauch, aber nicht notwendigerweise den Übertragungsbedarf erhöht. Bei einem Vorrang von dezentraler Produktion und Speicherung könnte der Übertragungsbedarf im Szenario C 2030 sogar geringer sein.
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Dem ist nichts hinzuzufügen.

Dabei sei heute bereits absehbar, dass sich ein zukunftsfähiges Energiesystem nur mit Speicher- und Effizienztechnologien umsetzen lässt. Obwohl die Investitionsanreize für PV-Anlagen bereits stark reduziert wurden und die Einspeisevergütungen für Windenergie ebenfalls sinken, sei ein deutlicher Anstieg der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien zu verzeichnen. Dies müsse in Szenario C 2030 abgebildet werden. Diese Entwicklung dürfe nicht durch kurzfristig lukrativere Investitionen in den fossilen Energiemarkt (z.B. zurzeit Öl, Kohle) konterkariert werden. Während argumentativ immer wieder auf steigende EEG-Beiträge hingewiesen werde, verschweige man geflissentlich den Subventionsumfang für fossile Kraftwerke. Eine transparente Kostengegenüberstellung unter Einbeziehung aller preistreibenden Faktoren habe im Szenariorahmen noch nicht stattgefunden.
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Wie bereits angesprochen, ist es zweckdienlich und absolut sinnvoll, diese Faktoren endlich einzupreisen und einen volkswirtschaftlichen Referenzpreis für Börsenstrom europaweit vorzugeben. Dessen Höhe wird um die 13 ct. / kWh liegen und in erster Linie über eine CO2-Bepreisung der eingesetzten Energieträger erreicht. Dies geht natürlich nicht von heute auf Morgen, da sich weite Teile der so genannten „energieintensiven“ Industrie längst bei den für diese Unternehmen deutlich gefallenen Energiepreisen eingerichtet haben und sich dagegen mit allen Mitteln wehren werden.

Das Argument der Schwächung von Wettbewerbsfähigkeit – eine Wettbewerbsfähigkeit, die übrigens auch auf Grund der aktuell hoch subventionierten Strompreise für die Industrie einen weltweit wirksamen Verdrängungswettbewerb und eine Verarmung in vielen Ländern bewirkt – dieses Argument verliert in dem Augenblick seine Relevanz, in dem diese Bepreisung international vereinbart wird.

Es sei nicht akzeptabel, dass in keinem der Szenarien das klima- und energiepolitisch notwendige sukzessive Auslaufen der Kohleverstromung in Deutschland im Einklang mit den klima- und energiepolitischen Zielen abgebildet wird. Dazu müsse spätestens bis 2035 ein Ausstieg aus der Braun- und Steinkohleverstromung erfolgt sein. Es sei daher eine Mindestvoraussetzung, dass in den Szenarien B 2030 und C 2030 kein Neubau von Braun- und Steinkohlekapazitäten angenommen wird. In diesem Zusammenhang sollten die angenommenen Betriebsdauern für Kohlekraftwerke stark reduziert und jene für Gaskraftwerke erhöht werden.
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Dazu bedarf es zu aller erst einer klaren politischen Entscheidung. Diese geforderte Abbildung ist eben leider noch nicht politisch der BNetzA als Aufgabe zugewiesen worden. Die BNetzA darf das im Grunde auch gar nicht. Der Webfehler im System liegt bei der Wahlentscheidung der meisten Wähler für Parteien, die weder den Weitblick, noch den Mut, noch das tiefere Verständnis für diese Thematik haben. Politik ist oberflächlich und an anderen, sehr einfachen und rein emotionalen Interessen ausgerichtet. Die derzeitigen Parteien haben nicht einmal die Fähigkeit, bei der politisch gesteuerten Besetzung kommunikativ hochwirksamer Posten technologieneutral, wissenschaftlich rein rational und evidenzbasiert und über den Tagesbedarf hinaus zu handeln.

Demokratie ist die theoretische Beteiligung aller, faktisch die Beteiligung vieler, deren Wortführer reichlich und meistens durch undemokratische Prozesse in relevante Positionen kommen und sie ist am Ende die Herrschaft des Mittelmaßes mit der Tendenz zur Suboptimierung in jeder Hinsicht. Demokratie kann leider so gut wie nie Spitzenergebnisse liefern. Die besten Ergebnisse liefert stets die möglichst menschennahe Bewältigung von Herausforderungen. Dezentralität eben.

Alle anderen Herrschaftsmodelle sind diesbezüglich noch schlechter, denn Machtstrukturen sind niemals an Problemlösungen interessiert, sondern nur am eigenen Bestandserhalt plus der eigenen Vergrößerung. Dieses gezielte Wachsen jeglichen gesellschaftlichen Engagements entspringt der Logik zu wachsen, um nicht von anderen übernommen werden zu können, die schneller wachsen. Es geht im Grunde um Machterhalt durch Ausbau. Zentralisierung ist ein logisches Ergebnis dieser Strukturen. Zusammenbruch aber auch, da unvermeidlich die Folge. Je mehr kleinteilige, dezentrale Akteure, desto stabiler das gesamte System.

Anstatt wie bisher rein exogen definierte Betriebsdauern anzunehmen, sollte die Wirtschaftlichkeit der Braunkohlekraftwerke innerhalb der Marktsimulation endogen vorgenommen werden. Hierbei seien die Möglichkeiten des Carbon Dioxide Capture and Storage und Retrofitinvestitionen zu berücksichtigen. Bei der Prognose der Grenzkosten der Braunkohlekraftwerke sollten auch die Fixkosten der Tagebaue berücksichtigt werden. Würden diese vernachlässigt, würde die Merit-Order künstlich verfälscht und die Stromproduktion aus Braunkohle bevorzugt. In diesem Zusammenhang sollten auch die Subventionen der Braunkohleverstromung und der Tagebaue nicht berücksichtigt sowie die Umweltkosten aufgeschlagen werden, damit die realen Kosten der Braunkohleverstromung abgebildet werden könnten. Diese sollten nach Ansicht einiger Konsultationsteilnehmer mit 11 Cent/kWh angesetzt werden.
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Deutet – abgesgen von CCS – in die richtige Richtung, wenngleich unklar ist, warum die Subventionen der Tagebaue NICHT berücksichtigt werden sollen (?). Im Gegenteil müssen sie berücksichtigt, also rechnungsmäßig als Kosten in die Wirtschaftlichkeitsberechnung einbezogen werden, oder ist der Satz nur schlecht formuliert? 11 Cent sind allerdings zu niedrig angesetzt. CCS und Retrofit sind indessen die verkehrten Ansätze, da sie in eine Sackgasse des Bestandserhalt degenerativer Technologie führen. Sie gleichen dem mittelalterlichen Ablasshandel für unvermindertes Weitersündigen. CO2-Recycling durch Rückumwandlung in Methan ist der aktuell bessere Ansatz. Wasserstofftechnologie ist zwar technisch besser, im Handling aber zu aufwändig und im Betrieb zu teuer. Der Wirkungsgradvorteil in der gesamten Kette ist zu niedrig, um das auszugleichen. Bereits ohne Lade- / Tank Infrastruktur kostet die nutzbare kWh Wasserstoff mit 40 ct/kWh bereits ein Mehrfaches dessen, was für synthetisches Methan – in industriellem Maßstab produziert – anzusetzen ist. Ob der höhere Wirkungsgrad der Produktionskette für Strom zu Wasserstoff zurück zu Strom sich gegenüber der weniger effizienten Produktionskette Strom zu Methan zu Strom durchsetzen wird, der vor allem durch eine weitaus günstigere Infrastruktur punkten kann, bleibt abzuwarten.

(Wirkungsgrad: Strom zu H2 zu Strom = 0,75 * 0,6 = 0,45)

(Wirkungsgrad: Strom zu H2 zu Methan zu Strom = 0,75 * 0,8 * 0,4 = 0,24)

Einige Konsultationsteilnehmer weisen auf die erheblichen negativen Folgen einer drastischen Reduktion der Braunkohlekapazitäten hin. Sowohl für die Versorgungssicherheit als auch für die Wirtschaft im Rheinischen Revier bedeuteten die im Szenariorahmen angenommenen Prognosen einen massiven Eingriff in den Markt mit negativen Folgen. Dies sei im Rahmen zu den Verhandlungen zur Sicherheitsreserve erkannt worden, wodurch ein breiter Konsens bei allen Beteiligten erreicht wurde. Prognosen, die über diese Vereinbarung hinausgingen, seien daher nicht zulässig. Sie würden den breiten Konsens aufbrechen, mit massiven Folgen für die Energiewirtschaft, die dort Beschäftigten und die Versorgungssicherheit.
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Das Argument der Wirtschaft im Rheinischen Revier – aber auch in der unerwähnten Lausitz und anderen Regionen Brandenburgs, Sachsens, und Sachsen-Anhalts – erscheint immer wieder. Es geht um angeblich rund 60.000 Arbeitsplätze. Von den allen in der deutschen PV-Branche seit 2013 verloren gegangen 180.000 Arbeitsplätzen spricht niemand. Zumindest nicht von den bisherigen politischen Parteien.

Das Argument der Versorgungssicherheit sucht durch Ansprache von Ängsten zu punkten. Doch der Nachweis, dass diese durch andere Technologien weit besser und nachhaltiger sichergestellt werden kann, wird leider noch immer nicht ausreichend beachtet.

Insbesondere österreichische Pumpspeicherkraftwerke sollten bei der Netzberechnung eine wichtige Rolle spielen, da durch diese der Versorgungsbedarf in Süddeutschland sinken und der innerdeutsche Nord-Süd Engpass entlastet würde. Diese Pumpspeicherkraftwerke müssten auch auf Grund der deutsch¬ österreichischen Marktgegebenheiten berücksichtigt werden, da an der Grenze in der Regel kein Engpass existiert
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Immerhin sind Bayern und Österreich seit über 50 Jahren betreffend elektrische Energie und deren Speicherung in österreichischen Pumpspeicherkraftwerken Realität. So wie Bayern und Österreich kulturell, landsmannschaftlich und wirtschaftlich aufs engste verbunden sind, ist es umso ungleicher, diese Jahrhunderte lange Zusammengehörigkeit im Geiste der bismarckschen Reichseinigung noch weiter voranzutreiben. Vor diesem faktischen Hintergrund ist es umso unverständlicher, warum es Bestrebungen gibt, die gemeinsame Preiszone mit Österreich aufzutrennen. Im Gegenteil wäre es im Sinne der Europäischen Entwicklung einen wirklichen gemeinsamen Markt zu schaffen, indem Strompreise, deren Bestandteile und der Stand der Technik endlich europaweit harmonisiert werden. Es ist ja geradezu ein Witz, dass es in der europäischen Wirtschaftszone noch nicht mal einheitliche Stecker und Stromsysteme gibt.

Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass die installierten Kapazitäten der PV-Anlagen in den jeweiligen Szenarien weder im Smart-Metering noch im Strommarkt-Design 2.0 als in Echtzeit gemessene Einspeisequellen berücksichtigt würden.
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Wie sollte das auch möglich sein, wenn noch nicht mal Bereitschaft besteht, überhaupt RLM-Messung, Übertragung, Speicherung und anonymisierte Veröffentlichung der Daten in Echtzeit an allen Netzknotenpunkten zu installieren. Eine längst überfällige Maßnahme.

Hier liegt einer der wesentlichen Einstiegspunkte in eine dezentrale Netzentwicklung und Stromversorgung, die zeitgleich eine Reihe von Problemen definitiv beseitigt.

Installiert man an allen Netzknotenpunkten vom Ortsnetztrafo bis zu Umspannwerken und Konverterstationen hinreichend große Batteriespeicher (Kapazitätsermittlung via realgemessenen Lastgängen), dann kann das gesamte Netz selbstregulierend ausgerichtet werden. Die Leistungselektronik der Batteriespeicher und weiterer denkbarer Aggregate scannt das Netz und reguliert mit der Regelleistungskapazität der Speicher den Lastfluss. Lokale Bedarfsspitzen werden direkt aus Batterien gedeckt, zu lastschwachen Zeiten wird nachgeladen, der Lastfluss wird weitgehend ausgeglichen, Strom wird vom Spekulationsobjekt wieder zum kalkulierbaren Gut.
Zentrale Leitwarten sind nicht mehr notwendig und zentrale Steuereinheiten, die von Hackern oder Terroristen attackiert werden könnten, ebenfalls nicht.

Die gesamte Handelsabrechnung mit Energie und Leistung kann ex Post erfolgen und frei von Spekulationsgewinnen wird Strom zu einem echten Gemeingut, von dem alle profitieren.
Wer sich eine Stunde Zeit nimmt intensiv darüber nachzudenken wird mit ein wenig Intelligenz selbst erkennen, dass diese Bemühungen aller Engagierten über kurz oder lang ohnehin genau darauf hinauslaufen. Jede Flexibilisierungstechnologie reduziert die möglichen Handelsspannen auf Grund von Knappheiten, jeder neue generative Stromerzeugungsanlage in privater Hand das spekulationsfähige Handelsvolumen.

Es geht längst nicht mehr um das Erwirtschaften von Gewinnen am Strommarkt, das ist nur eine flüchtige Erscheinung und derzeit sind die Spannen im Durchschnitt sogar negativ, um die vielen fleißigen Kleinanbieter und neuen genossenschaftlichen Handelsmodelle klein zu halten oder zu eliminieren. Es geht um nicht mehr und nicht weniger als die Kontrolle eines in seiner Qualität unveränderbaren Grundversorgungsguts, faktisch eines technischen Monopols: Wird diese demokratisch sein oder wird sie ein neues Lehensmodell für wenige renditeorientierter Stakeholder?

Mehrere Konsultationsteilnehmer sprechen sich für die im Entwurf des Szenariorahmens verwendete regionale und sektorspezifische Methodik zur Ermittlung des Stromverbrauchs aus. Ein Konsultationsteilnehmer fordert für die Erzeugung eine länderscharfe bzw. kreisscharfe Veröffentlichung von Daten.
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Im Ansatz schlüssig. Nur folgen die Netze auf den vier Netzebenen nicht unbedingt den Länder-oder Landkreisgrenzen. Der bessere Weg ist eine Methodik, die bei den Verteilnetzen ansetzt, ab Ortsnetztrafo die Last- und Leistungsspitzen durch RLM-Messung erfasst, die Daten in Echtzeit überträgt und die dann entsprechend mit Speichern ausgestattet werden, um diese Spitzen zu kappen und den Energietransport zeitlich und räumlich zu verlagern. So ganz nebenbei werden dies Ortsnetztrafos damit zu kostengünstigen, regelbaren Einheiten. Schlecht für die Üblichen Verdächtigen Hersteller überteuerter RONT.
Diese Daten der Ortsnetztrafos sind dann anonymisiert zu veröffentlichen.

Entsprechendes Vorgehen wird an allen weiteren Netzknoten wiederholt, die Speicher werden entsprechend an Hand der Messdaten größer. Steigen die lokal ermittelten Bedarfe, werden die Anlagen erweitert.

Ein Konsultationsteilnehmer begrüßt die Hinweise auf eine regionale Verteilung von Kapazitäten und Aufteilung von Verbrauchswerten nach Landkreisen. Es sei jedoch nicht nachvollziehbar, wie diese Methodik konkret umgesetzt werden solle. Es wird daher gefordert, die „zellularen Ansätze“ aus der Studie des VDE umzusetzen, um für den Netzentwicklungsplan die Simulation regionaler Strommodelle zu ermöglichen.
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Dieser zelluläre Ansatz ist mir leider nicht bekannt, klingt aber richtungsweisend.

Ein Konsultationsteilnehmer ergänzt, dass langfristig trotz umfassender Energieeffizienzanstrengungen von einem signifikanten Anstieg des Stromverbrauchs auszugehen ist. Da die Sektorenkopplung den Energieverbrauch in den Bereichen Verkehr und Wärme auf den Stromsektor umlegen würde, sei die Stromnachfrage im Jahr 2050 deutlich höher als heute. Die betrachteten Zieljahre 2030 und 2035 seien jedoch von einem deutlichen Rückgang des Nettostromverbrauchs ausgegangen, da weitere Stromanwendungen wohl erst danach zu einem deutlichen Anstieg führen würden.
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Niemand kennt die Zukunft. Dennoch ist abzusehen, dass verschiedenen technologische Sprünge einen Mehrbedarf an Strom erforderlich machen: Power-To-Gas (1 kWh Strom aus EE-Gas = ca. 6 kWh Strom aus PV oder Wind), Elektromobilität, Wärmepumpen, elektrifizierte Ferntransportsysteme, u.v.m.
Einige Konsultationsteilnehmer wünschen eine zumindest landkreisscharf regionalisierte Darstellung des Stromverbrauchs und der Jahreshöchstlast.
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Wie bereits erwähnt passen Netztopologien und politische Topologien bestenfalls auf kommunaler Ebene zusammen.

In zahlreichen Beiträgen wird darauf hingewiesen, dass die Ermittlung des Stromverbrauchs und dessen Verlauf nur qualitativ beschrieben werden. Die Quellen, auf denen die Methodik der Ermittlung und der anschließenden Regionalisierung basiert, würden nicht benannt. Die Benennung sei jedoch essenziell, um den Vorschlag und das Vorgehen der Übertragungsnetzbetreiber zu bewerten. Daher sollten die Quellen transparent im Detail offengelegt werden. Auch sollten die verwendeten Lastprofile stundenscharf in geeigneter Form veröffentlicht werden, da moderne Lastprofile eine Grundlage für wissenschaftliche Arbeiten im Kontext darstellten und für die Glaubwürdigkeit des Szenariorahmens von großer Bedeutung seien
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Richtig. Zudem weiß jeder Energiemanager, der einen Betrieb, ein Werk oder ein Gebäude sinnvoll und verantwortlich optimiert: Grundlage aller Effizienzsteigerung sind gezielte und umfassende Messungen und Dokumentationen.

Hochrechnungen sind die Quelle aller Fehleinschätzung. Sie genügen nicht der Realität eines sich verändernden Umfelds in der Nutzung der Ressource Elektrizität.

Dem zustimmend äußert sich ein Konsultationsteilnehmer dahingehend, dass die Berücksichtigung der Spitzenkappung im Szenariorahmen nach erfolgter Rückmeldung der Verteilnetzbetreiber neu vorgenommen werden muss. Da im Ergebnis noch nicht geklärt sei, ob eine Spitzenkappung zum Einsatz kommt, die alle Erneuerbare Energien Anlagen umfasst, müsse dieser Punkt im Rahmen einer Sensitivitätsberechnung differenziert untersucht werden. Es sei nicht davon auszugehen, dass gerade bei kleinen PV-Anlagen alle vorhandenen Anlagen wirtschaftlich sinnvoll und effizient in ein Spitzenkappungsmodell einbezogen werden können.
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Das Thema Spitzenkappung ist nur vorübergehend relevant, da der zunehmende Zubau an privaten Speichern jedem Endverbraucher ermöglicht, selbst erzeugten Strom wie gekauften Strom zeitversetzt zu nutzen. Damit wird sich der Bedarf immer mehr auf immer konstanteren Niveaus einpendeln. Aus Volatilität und den zugehörigen Geschäftsmodellen wird Nivellierung von Verbrauch, Erzeugung und Preisen. Für dieses nüchtern betrachtet kurzfristige Phänomen lohnt sich keinerlei langfristige Investition.

Zahlreiche Konsultationsteilnehmer kritisieren die unzureichende und zu geringe Berücksichtigung von Speichern im Entwurf des Szenariorahmens. Es kommt insgesamt zu einer systemischen Fehleinschätzung der Rolle von Speichern im Entwurf des Szenariorahmens. Die Möglichkeit der Speicherung werde zukünftig mit der starken Zunahme an Erneuerbaren Energien und der damit fluktuierenden Leistung im Markt eine große Bedeutung erhalten. Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien erhöhe in Zusammenhang mit der Mindesterzeugung konventioneller Kraftwerke zukünftig den Flexibilitätsbedarf. Speicherlösungen könnten eine Alternative zu Investitionen in zusätzliche Leitungen darstellen. Darüber hinaus würden Speicher bereits heute einen Beitrag zur Netzstabilität und Versorgungssicherheit leisten.
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Womit die zahlriechen Teilnehmer absolut Recht haben. Das jüngste EWE-Projekt des Redox-Flow-Kavernen-Speichers weist dorthin, wo die Reise definitiv hingeht. Es ist müßig, darüber zu streiten, welche Technologie sich am Ende durchsetzt:
– Akkuspeicher
– Power-To Gas
– – Power to Methane
– – Power to Hydrogen
– Brennstoffzellen

Diese Technologien sind systematisch redundant und ihre Verbreitung wird sich einpendeln. Ich sage 80% Akkuspeicher gegen 20% Power to Methane voraus, da hier die größten technologischen Flexibilitäten liegen.

Ein Konsultationsteilnehmer äußert die Erwartung, dass Redox-Flow-Batterien deutlich vor Ende dieses Jahrzehnts bereits eine großindustrielle Anwendung finden. Diese würden innerhalb der nächsten Jahre als leistungsfähige Alternative zum flächendeckenden Einsatz kleiner Lithium-Ionen-Batterien zur Verfügung stehen.
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Der Hinweis auf das EWE-Projekt erfolgte soeben.

Nach der Ansicht mehrerer Konsultationsteilnehmer gibt es eine Diskrepanz zwischen Szenariorahmen und Netzentwicklungsplan: Der Szenariorahmen gebe nur die Kapazitäten (elektrische Leistungen in MW) vor, aber die Bestimmung der Strommengen (elektrische Energie) erfolge erst nachfolgend in der Marktmodellierung des Netzentwicklungsplans.
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Die fortwährende Krux eigentlich ausreichend ausgebildeter Ingenieure und Techniker, den Unterschied zwischen Leistung und Energie (= Arbeit) nicht zu kennen und leider auch meist nicht zu verstehen. Das Denken in Leistung (KW = PS!) beherrscht auch die öffentliche Diskussion. Dabei wird Leistung fast ausschließlich punktuell für kurze Momente abgerufen und ist obendrein für Berechnungszwecke eine Angabe unter genau definierten Standardbedingungen, also nur ein Schnappschuss für einen winzigen Augenblick. Um z. B. die 265 KW eines Gewerbebetriebs in der Mittagszeit für 45 Minuten abzudecken, genügt ein Akku mit 300 KW Leistung und 300 KWh Kapazität, statt eine Leitung für 300 KW. Denn die kann dann auch bei unter 100 KW liegen, wenn die restliche Zeit der Leistungsabruf bei höchstens 80 KW liegt. Womit der Betrieb dann aktuell ca. 8.500 € pro Jahr nur an der Gebühr für das RLM-Metering sparen kann und der Netzbetreiber dort sofort 200 KW mehr Leistungskapazität frei hat.

Wer redet über den Verbrauch des eigenen Autos in kWh? Wer hat verstanden, dass Kalorien viel wahrscheinlicher kleine, nachtaktive Tierchen sind, die Kleidungsstücke enger nähen, aber keine verlässliche Angabe für die enthaltene Energie?

Die wesentliche Größe für die Wirtschaft ist die Arbeit, nicht die Leistung. Die Leistung dient der Auslegung der technischen Anlage. Die Versorgungsgröße aber ist die Energie.

Nach Meinung eines Beitrags ist die Merit-Order Betrug am Verbraucher. Als Merit-Order bezeichnet man die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke, die wiederum durch die Grenzkosten der Stromerzeugung bestimmt wird. Eine solche Betrachtung preist aber nicht die Folgekosten von Kohle- sowie Atomkraftwerken ein.
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Der letzte Satz stimmt zwar, aber deshalb ist die Merit Order an sich kein Betrug, sondern schlicht betriebswirtschaftlich vernünftiges Verhalten. Der Betrug findet auf der politischen und medialen Ebene statt, wo jegliche vernunft- und faktenbasierte Thematisierung und öffentliche Erörterung der Zusammenhänge vermieden oder verhindert wird.

Ob eine solche Erörterung sinnvoll und nützlich wäre, ist nicht klar, da die Zusammenhänge von so gut wie niemandem verstanden werden.

Wem ist klar, dass die Milliardeninvestitionen des Staats in Kraftwerke und Infrastruktur plus die Milliarden an Subventionen für Kohlebergbau und andere Fördertechnologien für fossile Energieträger von den Betreibern und letztlich den Endverbrauchern niemals refinanziert wurden, sondern im Gegenteil allesamt in einer Zeit wachsender Staatsschulden zu deren Anwachsen massiv beigetragen haben. Wir sprechen hier von einer Größenordnung von 700 Milliarden Euro, was gut 25 % der bundesdeutschen Schulden ausmacht.
Damit wurde über verbilligte Energie Wachstum der deutschen Wirtschaft befördert und diese klare Fehlbepreisung wirkt bis heute durch zu niedrige Börsenstrompreise fort. Dabei hat damals niemand verstanden – und es wird heute meistens nicht verstanden – dass dies nur eine Verschiebung der Notwendigkeit des adäquaten Ersatzes in die Zukunft bedeutet.

Ein Konsultationsteilnehmer weist darauf hin, dass die zur Optimierung des notwendigen Ausbaubedarfs wesentlichen Wechselwirkungen zwischen Übertragungs- und Verteilnetzausbau im Szenariorahmen nicht ausreichend berücksichtigt worden sind. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer äußert den Einwand, dass die Verteilnetze im Szenariorahmen nur durch Modellierung der dort auftretenden Spitzeneinspeisungen berücksichtigt würden. Er fordert die Planung des Übertragungsnetzes ausgehend von der Verteilnetzebene.
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Richtig. Und zwar unter Einbeziehung von Spitzenkappung bei 70% an ausnahmslos allen Netzknotenpunkten.

Ein Konsultationsteilnehmer empfiehlt der Bundesnetzagentur, für eine bundesweit konsistente Erfassung der Einspeise- und Verbrauchsdaten Sorge zu tragen. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer fordert darüber hinaus, dass alle Daten – insbesondere auch die Verbrauchsdaten – mit einheitlichen Datendefinitionen, abgestimmten Datenformaten und in voller Detailtiefe allen Beteiligten (Übertragungsnetzbetreiber, Bundesnetzagentur, Verteilnetzbetreiber) zur Verfügung gestellt werden. Ein Konsultationsteilnehmer äußert, dass die Übertragungsnetzbetreiber bzw. Behörden alle Daten, die der Potenzialanalyse zur PV-Erzeugung zugrunde liegen, an die Verteilnetzbetreiber weitergeben sollten, da diese zur Ermittlung des Potenzials an lokalen Speichern im Verteilnetz notwendig sind.
S. 51

Zumindest befördern die Konsultation und deren Veröffentlichung die richtigen Vorschläge.

Ein anderer Konsultationsteilnehmer spricht sich gegen die Auftrennung der gemeinsamen Preiszone zwischen Deutschland und Österreich aus, da dies dem Ziel eines stärker integrierten EU Energiebinnenmarktes widerspricht, die Versorgungssicherheit in Deutschland und Österreich beeinträchtigt und Wohlfahrtsverluste mit sich bringt. Die deutsch-österreichische Grenze sei nach Fertigstellung der geplanten grenznahen Ausbauprojekte engpassfrei.
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Absolute Zustimmung, vor allem, da vielmehr eine einheitliche Preiszone für ganz Europa erstrebenswert ist. Im Übrigen funktioniert die Zone zwischen Bayern und Österreich seit über 40 Jahren, hat sich bewährt, ist maßgebend für Bayern. Warum muss diese vernünftige und auch kulturell-historisch gerechtfertigte enge Beziehung unbedingt durch eine hysterische und überdimensionierte Anbindung an Braunkohlestrom aus Ostdeutschland ersetzt werden? Dieses Vorhaben, verstärkt durch eine nationalstaatlich motivierte Verdrängung solider, bestehender Verbindungen, ist nichts als eine Lebensverlängerungsmaßnahme für Kohlestrom garniert mit einem attraktiven, buchstäblich leistungslosen Renditemodell für Großinvestoren, denn die Bereitstellung von Transportkapazität hat noch nichts mit tatsächlichem Energietransport zu tun. Mit der Verlagerung überschüssigen Windstroms hat dies rein gar nichts zu tun.

In einem Beitrag wird ein erhöhter Importbedarf als unproblematisch angesehen, wenn sichergestellt würde, dass diese Importe aus vorzugsweise erneuerbaren Quellen gewonnen würden. Es spreche nichts gegen einen Import von Strom aus österreichischen Wasserkraftwerken, der gegebenenfalls den deutschen Nord-Süd Engpass entschärfe.
S. 56

Nachbarschaftlicher Ausgleich in Verbindung mit systemdienlichen Speichertechnoligen ist allemal der bessere Weg, als überflüssige Infrastruktur. Entscheidend ist dabei die gezielte Bepreisung der verursachten Emissionen und Folgekosten.

Ein Konsultationsteilnehmer regt an, die Spitzenkappung im Rahmen einer Sensitivitätsberechnung differenziert zu untersuchen, da noch nicht endgültig geklärt sei, ob ein alle Erneuerbare Energien Anlagen umfassender Einsatz der Spitzenkappung realistisch ist. Hierbei sei das Kosten-Nutzen-Verhältnis bei Kleinanlagen ein entscheidendes Kriterium. Es wird angemerkt, dass gerade bei den kleinen PV-Anlagen nicht alle vorhandenen Anlagen wirtschaftlich sinnvoll und effizient in ein Spitzenkappungsmodell einbezogen werden können. Abhängig vom gewählten Betreibermodell könnte es durch Speicher sowohl zu einer Netzentlastung als auch -belastung kommen. Es wird gefordert, diese gegensätzlichen Szenarien parallel zu den entsprechenden Zubauraten von Speichern im Rahmen einer Sensitivitätsuntersuchung zu beachten.
S. 58

Diese Untersuchung kostet nur Geld uns ist bestenfalls wissenschaftlich interessant, da die Spitzenkappung sich über den sichtbar ansteigenden Zubau an privaten Speichern sich mehr und mehr erledigen wird. Es steht ja gar nicht im Interesse privater Anlagenbetreiber, Strom über den eigenen Bedarf hinaus zu produzieren, wenn man ihn speichern und später nutzen kann. Abgesehen davon ist es vollkommen unnötig, jede kleine PV-Anlage rechnerisch mit einzubeziehen. Deren Effekt stellt sich über die Steigende Menge ein und wird sich gesammelt an Netzknoten besser abbilden lassen. Sofern die endlich mit Messeinrichtungenausgestattet werden. Die kleinen Anlagen integrieren sich selbst, ganz ohne Zutun der Netzbetreiber, der BNetzA und der Politik. Und das ist es, was bei diesen Unruhe erzeugt.

Ein anderer Konsultationsteilnehmer schlägt im Hinblick auf die Pariser Klimaziele vor, ein Szenario zu entwickeln, das keine fossilen Brennstoffe mehr vorsieht.
S. 58

Die Gelegenheit war günstig wie nie. Gerade vor den Hintergrund der Verweigerungshaltung des alten Mannes in Washington. Die logische Ko9nsequenz des Pariser Klimaabkommens, ist eine international harmonisierte CO2-Bepreisung, die am Ende auch die Energiepreise an sich auf ein volkswirtschaftlich systemdienliches Niveau führt.

Länder, die nicht mitmachen, müssen sich eben damit zurechtfinden, dass ihre Produkte beim Import vom Rest der Welt nach Carbon Footprint bepreist werden.

Im Zusammenhang mit der Umsetzung der Klimaschutzziele wird vorgeschlagen, die Auswirkungen unterschiedlicher CO2-Preise in einer Sensitivitätsstudie zu untersuchen. Zur Schätzung der Klimafolgeschäden wird die Verwendung von 70 €/t CO2 als Schätzwert empfohlen. Weiterhin wird die Durchführung von Sensitivitätsrechnungen mit den Werten 20 €/t CO2 und 280 €/t CO2 vorgeschlagen. Eine Sensitivitätsuntersuchung mit 70 € und 280 €/t CO2 sei insbesondere deshalb interessant, weil sie eine Situation abbildet, bei der mit Hilfe von CO2 Zertifikaten die externen Kosten des Klimawandels internalisiert würden
S. 59

Laut Veröffentlichung von Professor Michael Sterner an der OTH in Regensburg kostet eine technische Umwandlung (Recycling) von CO2 ca. 80 € pro Tonne. Gesetzt, das stimmt, liegt der Schätzpreis von 70 € / Tonne für die geforderte Sensitivitätsanalyse recht passend. Die Idee dahinter ist, mindestens jedes Gramm emittiertes CO2 wieder in Nutzstoffe zurück zu verwandeln.

2.16 Themen des Netzentwicklungsplans

Sehr viele Konsultationsteilnehmer sprechen sich im Rahmen der Konsultation des Szenariorahmens gegen die aktuell geplante SuedLink-Stromtrasse aus, da deren Bedarf noch immer nicht im Rahmen eines schlüssigen Gesamtkonzepts nachgewiesen worden sei. Ebenso wenden sich sehr viele Konsultationsteilnehmer gegen die geplante Gleichstrompassage Süd-Ost (Korridor D). Die Trasse sei überwiegend für die Einspeisung und den Transport von Kohlestrom aus den ostdeutschen Kohlekraftwerken nötig und konterkariere in erheblicher Weise die Bemühungen um die Energiewende und den Klimaschutz.
S. 62

Richtig. Der Bedarfsnachweis fehlt, bzw., ist nicht transparent nachgewiesen.

Nach der Meinung eines Konsultationsteilnehmers machen die sehr differenzierten Anmerkungen zu den einzeln dargestellten Szenarien nur dann Sinn, wenn im betrachteten Zeitraum in Europa stabile politische und wirtschaftliche Verhältnisse sowie katastrophenfreie Zeiten vorlägen. Wie sich jedoch in der jüngeren Vergangenheit gezeigt habe, sei die Wahrscheinlichkeit für solche Voraussetzungen mit nicht unerheblichen Unsicherheiten behaftet. Es sei daher wahrscheinlich, dass sich die von den Übertragungsnetzbetreibern heute ausgearbeiteten Szenarien in 15 Jahren durch die periodischen Überarbeitungen signifikant ändern würden. Dies betreffe insbesondere die Annahmen zur Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke, zum Anstieg des Anteils Erneuerbarer Energien sowie zum Stromverbrauch. Wirklich sichere Aussagen zur Entwicklung der Energielandschaft könnten daher gar nicht getroffen werden.
S. 64

Auf Ängste und Bedenken aufbauend kann man nicht planen, nur verhindern. Allerdings ist es sehr wahrscheinlich, dass wirklich sichere Aussagen zur Entwicklung der Energielandschaft nicht getroffen werden können. Da sehr wahrscheinliche Hypothesen als belastbare Grundlage für Szenarien gelten, wird es umso klüger, die Netzentwicklung Bottom-Up zu organisieren und Freiräume für den vordringlichen Bedarf der Verteilnetze zu schaffen.

Volle 25 KW für jeden Haushalt, volle Erdverkabelung aller Verteilnetze, gemeinsam mit schnellem Internet und Erdgas, Speicherbau und Datenmonitoring gehören dazu. Aber keine zentralisierte Steuerung. Schon allein, um Cyber-Attacken keine lohnenswerte Ziele zu bieten. Der Nebeneffekt: Neue Spekulationsfelder für Großinvestoren werden ebenfalls vermieden. Spekulation als Geschäftsmodell oder Marktregulatorium braucht volkswirtschaftlich kein Mensch. Wer spielen will, soll in Casino gehen.

Mehrere Konsultationsteilnehmer fordern eine Gesetzesänderung dahingehend, dass der Entwurf zum Szenariorahmen zukünftig nicht mehr durch die Übertragungsnetzbetreiber, sondern durch die Bundesnetzagentur selbst erarbeitet wird. Die Einschätzung müsse beim Staat liegen, der wiederum auf unabhängige Quellen zurückzugreifen habe. Daran anknüpfend wird die Rolle der Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Erstellung des Szenariorahmens kritisiert, deren Unabhängigkeit nicht gewährleistet sei, da sie am Bau und Betrieb der Übertragungsnetze selbst verdienen und kein Interesse daran hätten, den Netzausbaubedarf auf Übertragungsnetzebene auf das unbedingt erforderliche Maß zu beschränken. Des Weiteren könne eine Bewertung des Netzausbaubedarfs nur von unabhängiger und neutraler Stelle erfolgen, die keine eigenen wirtschaftlichen Interessen verfolgt.
S. 64 / 65

Diese Teilnehmer werfen die Frage nach einem grundsätzlichen demokratischen Problem auf. Die Bevölkerung wird zwar grundsätzlich zum vollständigen Unterhalt des Systems herangezogen, hat aber keine wirklichen Möglichkeiten zur transparenten Kontrolle und zur Implementierung alternativer Technologien. Zudem erfolgen die Planungen wahrhaft technokratisch und im wahrsten Sinne über die Köpfe der Bürger hinweg. Mit dem Trassenbau geht eine Verspinnwebung der Landschaft einher, die weltweit ihresgleichen sucht. Während andere Länder längst auf Akkuspeicher setzen, die gleiches mit weniger Beeinträchtigung leisten können. Der Zusammenhang zwischen massiven und vollkommen wettbewerbsfreien Wirtschaftsinteressen bzw. Stakeholder-Interessen und der faktischen Monopolisierung eines wesentlichen Elements der Stromversorgung ist so glasklar zu erkennen, dass sich die bisherigen Parteien und Politiker eigentlich von selbst tiefrot verfärben müssten vor Scham.

Dabei ist das allerschlimmste, dass die Ausbaupläne, die auf diesen unvollständigen bis waghalsigen Szenarien beruhen, sich erwartbar in Wohlgefallen auflösen, wenn man die technischen Alternativen betrachtet die sich gerade auf den Weg machen, wirtschaftlich zu sein.

Ein simples Beispiel: Ein Gebäudeeigentümer hat in einem Gebäude gemischte Nutzungen sitzen, die insgesamt 28.000 kWh Strom benötigen. Dieser wird für 24 ct / kWh netto eingekauft. Er kann eine PV-Anlage mit 40 KW auf seinem Gebäude plus Carport/Garagen installieren. Die produziert 40.000 kWh Strom zu Refinanzierungskosten von 10 ct. / kWh und kann davon ca. 12.000 kWh direkt an die Nutzer liefern. Auf diesen Preis kommt dann noch die EEG-Umlage von 7 ct. / kWh. Das Netzentgelt entfällt.

Zusätzlich hat das sanierte Gebäude einen Energiekennwert für den Wärmebedarf von 60 kWh / m² bei ca. 1.200 m² Putzfläche, also 72.000 kWh, von denen 36.000 kWh durch eine Brennstoffzellenkaskade geliefert werden, die zusätzlich 18.000 kWh Strom liefert, dessen Erzeugungspreis mit 5 ct / kWh zu rechnen ist, plus 7 ct / kWh EEG-Umlage.

Der Reststromzukauf liegt damit bereits unter Null Euro. Dieses Modell rechnet sich bereits dadurch, dass die Erzeuger günstiger produzieren, als der Referenzpreis liegen würde und die Netzentgelte komplett entfallen. Der Politik bleibe ein weiteres Mal nur die fadenscheinige Behauptung, man müsse die EEG-Umlage erhöhen oder einen Solidaritätsbeitrag einführen, damit ein Netz finanziert wird, das diese Leute gar nicht brauchen. Das wird begrenzt funktionieren aber nicht lange. Dann koppeln sich diese Leute eben vom Netz ab und kaufen sicherheitshalber noch einen Speicher dazu.

Die Übertragungsnetzbetreiber stellen zunächst fest, dass in ihrem Szenariorahmenentwurf aus Zeitgründen die Entscheidungen zum KWK-Gesetz, die Entscheidung der Bundesnetzagentur zum Netzentwicklungsplan Gas vom 11.12.2015 und der Referentenentwurf zur EEG Reform 2016 bzw. der entsprechende Kabinettsbeschluss vom 08.06.2016 nicht berücksichtigt werden konnten. Insbesondere mit der Novellierung des EEG 2016 seien erst aktuell fixierte Randbedingungen in die Genehmigung eingeflossen. Die Konsequenzen dieser Änderungen und ihre Auswirkungen auf den Szenariorahmen konnten aufgrund der Kürze der Zeit nicht mit den Stakeholdern diskutiert werden.
S. 66

Unter den reklamierten Unzulänglichkeiten würde niemand einen schlüssigen Szenariorahmenentwurf erstellen können, eben weil sich ein Top-Down-Entwurf dahinter versteckt, der letztlich aus dem noch immer wirksamen obrigkeitsstaatlichen Denkmodell eines nationalstaatlichen Energiesystems resultiert. Womit eigentlich ein weiteres Indiz dafür geliefert wird, dass ein auf zentralisierter Lenkung, Steuerung und Überwachung basierendes Modell bereits systematisch ungeeignet ist, das präferable Modell der Zukunft zu sein. Das Problem besteht nicht so sehr darin, wer den Szenariorahmenentwurf erstellt, sondern dass er überhaupt erstellt wird.

Ferner beanstanden die Übertragungsnetzbetreiber, dass ohne den ausführlichen Text der Genehmigung die Zahlen nicht vollständig einzuordnen seien. So sei beispielsweise die Prüfung der Konsistenz der Zahlen zum Verbrauch nur eingeschränkt möglich. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber stellen die Zahlen im Tenor der Bundesnetzagentur den Versuch dar, zwischen einer energiewirtschaftlich sowie wissenschaftlich adäquaten und damit komplexen Modellierung auf der einen und einer einfacheren Festlegung nach politischen Zielvorgaben auf der anderen Seite zu vermitteln. Dieses Spannungsfeld sei auch in der Konsultation abgefragt worden.
Insgesamt seien für die Übertragungsnetzbetreiber wesentliche Annahmen zur Einordnung des Zahlenwerks aus dem Tenor nicht ersichtlich. Zudem sei die gewährte Anhörungsfrist mit drei Arbeitstagen deutlich zu kurz.
S. 66

Verstärkt die Feststellung, dass die Übertragungsnetzbetreiber der falsche Planungsbeauftragte sind.

Eine Gesamtbewertung – auch vor dem Hintergrund der nun im Tenor gesenkten EE-Mantelzahlen – könne durch die Übertragungsnetzbetreiber so kurzfristig nicht vorgenommen werden.
S. 66

Durch einen dezentralen Ansatz erübrigt sich der sowieso und der Weg, ohne den avisierten und heiß erwünschten Netzausbau auszukommen, wird klar.

Vor einigen Jahren hat der medial gehypte Prophet der Volkswirtschaft, Hans-Werner Sinn behauptet, es sei nicht möglich, flächendeckend kleineste Strommengen zu erzeugen und einzusammeln – obwohl das Verteilen auch kleinster Mengen sichtbar kein Problem darstellt. Der Aufwand sei viel zu groß und das vorhandene Potential der dezentralen Kleinsterzeuger ohnehin zu gering.

Abgesehen von der Absurdität der ersten Behauptung ist die zweite glasklar und nachweisbar falsch. Für die Erzeugung einer zur Vollversorgung der BRD ausreichenden Strommenge nur durch Photovoltaik genügen bereits knapp 4% der Bundesfläche. Knapp 15% der Bundesfläche sind aber bereits versiegelt. Eine konsequente Nutzbarmachung aller versiegelten Flächen reicht daher spielend aus. Statt die Nutzung nun durch irrwitzige Verkomplizierung des EEG und sinnfreie Beschränkung der Nutzung von geeigneten Flächen zum Schutz der konventionellen Erzeuger immer weiter voranzutreiben, sollte die Politik endlich Nägel mit Köpfen machen. Jede Bahnlinie und jede Autobahn / Bundesstraße kann überdacht werden, was nebenbei auch Energie zur Klimatisierung der Fahrzeuge spart, jeder Parkplatz, jedes Industriedach durch eine Nichtnutzungsabgabe, die sich am CO2-Äquivalent der nicht erzeugten generativen Strommenge bemisst, attraktiver gemacht werden, keine dieser Flächen muss ungenutzt bleiben.

Die Erfahrungswerte zeigen, dass je nach Nutzung der Gebäude und Flächen zwischen 35% und 50% des so erzeugten Stroms lokal auf den Punkt produziert und verbraucht werden können.

Durch Peak Shifting – auf Deutsch den zeitlich kurzfristigen Einsatz von Speichern – lässt sich dieser Prozentsatz auf 80 % heben. Den Rest kann Power-To-Gas als Langfristspeicher für die schlechten Wochen des Jahres erledigen.

Das einzige was dazu fehlt und was im Grunde die gesamte Arbeit der BNetzA und der ÜBN ad absurdum führt, ist das Fehlen echter politischer Entscheidungen, das Fehlen von Verbindlichkeit.

Doch zurück zum Sinn-Argument: Wäre diese Gerede stichhaltig, dann würde eine Feinverteilung, und Messung an jeder Verbrauchsstelle, wie heute üblich, genauso unmöglich sein. Ebenso die Erhebung, Speicherung, Auswertung und Verwaltung aller Sozialbeiträge, Steuererklärungen, Krankenkassenbeiträge etc. in derzeit üblichem Maßstab würden schlicht nicht funktionieren. Genauso wenig wie Paketdienste und die gesamte Handelslogistik. Wie denn, wenn bereits der faktisch relativ einfache Transport von Strom angeblich nicht funktionieren soll, nur weil sich gerade mal die Richtung ändert.

Die Peaks der PV-Erzeugung werden in die Speicher wandern, zunächst vor allem in die Home-Speicher, die der Windräder in dezentrale Großspeicher am Einspeisepunkt oder in P2G-Anlagen. Die Überschüsse der Braunkohleverstromung dagegen werden wider besseres Wissen über tausende Kilometer irgendwo hin transportiert, wo sie vielleicht jemand braucht. Was nur funktioniert, wenn diese speziell für die Großverbraucher – und nur für diese – konzipierten Bezugsquellen weiterhin durch massive Subventionen (Auch Abgabenentlastungen sind Subventionen des Steuerzahlers und der Endverbraucher) aufrechterhalten werden. Jener Steuerzahler, Bürger und Endverbraucher, die auf staatliche Einnahmen verzichten müssen, die dazu noch von den verbliebenen nicht privilegierten Netznutzern bezahlt werden müssen.

Dieser Krug kann über kurz oder lang von der normalen Bevölkerung nicht mehr gefüllt werden, denn sie hat keinen Nutzen davon. Im Gegenteil. Die Rechnung geht nicht auf. Schon gar nicht, wenn ihre verfügbaren Einkommen mit den Preissteigerungen immer weniger Schritt halten. Das trifft vor allem Rentner, Erwerbslose, Geringverdiener und Personen ohne qualifizierte Tätigkeiten.

Darüber hinaus sind der Bundesnetzagentur im Rahmen der Anhörung in einer separaten Kraftwerksliste detaillierte Hinweise zu einzelnen konventionellen Kraftwerken, mit der Bitte um Berücksichtigung, übergeben worden.
S. 67

Zu welchem Zweck? Bestandserhalt? Weitere Bevorzugung?

Im Hinblick auf die Annahmen zur regenerativen Erzeugung sind die Mantelzahlen der Erneuerbaren Energien für die Übertragungsnetzbetreiber auch unter Einbezug der aktuellen EEG-Novelle 2016 teilweise nur schwer nachvollziehbar.

Eine Darstellung der Annahmen zum Rückbau (insbesondere Wind Onshore) bzw. eine Darstellung, wie die Mantelzahlen der Genehmigung entstanden seien, wäre hilfreich, um diese Vorgaben zu verstehen. Die Übertragungsnetzbetreiber vermuten, dass der Rückbau von Windkraftanlagen mit dem Auslaufen der Förderdauer nach 20 Betriebsjahren gleichgesetzt wurde. Dies ist nach Meinung der Übertragungsnetzbetreiber nicht sachgerecht. Vielmehr sollten Aspekte wie der Weiterbetrieb von wirtschaftlich abgeschriebenen Bestandsanlagen (u.a. auf Grund eines Wegfalls des Repoweringbonus) berücksichtigt werden. Nach Erkenntnissen der Übertragungsnetzbetreiber erscheint ein längerer Weiterbetreib der Anlagen aus technisch wirtschaftlicher Sicht sehr wahrscheinlich. Die Annahmen einer längeren Lebensdauer würden zu deutlich höheren Mantelzahlen Wind onshore führen.
S. 67

Womit die Übertragungsnetzbetreiber implizit erneut zugeben, dass ihre zum Aufbau eines stichhaltigen und wahrscheinlichen Szenarios verfügbare Informationsgrundlage überhaupt nicht ausreicht. Vor allem, da gerade Wind – aber auch PV – durch die hohe Volatilität der Erzeugungsleistung und das bisher nahezu vollständige Fehlen von Puffertechnologie, bzw. deren bisherige Nichtberücksichtigung, einen nur ungefähr schätzbaren und real kaum vorhersehbaren Bedarf an Ausgleichskapazität erfordern.

Der Knackpunkt besteht darin, dass die vermeintlich mit der „Verantwortung“ betrauten Unternehmen lediglich eine technische Lösung der Herausforderung in Erwägung ziehen.

Dabei verhalten Sie vollständig nach einem bekannten Verhaltensmuster in allen Gesellschaften: Haben wir immer schon so gemacht. Jede Veränderung bedroht den Bestand und verursacht Unsicherheit. Geht nicht anders. Anders ist nicht möglich.

Die Verweigerung der Veränderung hat allerdings historisch nachweisbar stets den Untergang des bestehenden und mit aller Macht erhaltenen Systems verursacht. Früher oder später. Denn, wer nicht mit der Zeit geht, muss mit der Zeit gehen.

Da die Leistungen von PV und Wind bereits jetzt bei einem hinsichtlich der vertraglich vereinbarten und dennoch verfehlen Klimaziele viel zu niedrigen Ausbaustand dieser rein generativen Technologien das Volumen der höchsten Leistungsabfragen übersteigen, verhindert die Strategie der Bewältigung dieser Herausforderung durch Ausbau der vorhandenen Übertragungskapazitäten vor allem auf den höchsten Spannungsebenen zwei Dinge:
Den zügigen weiteren Ausbau rein generativer Stromerzeugung ebenso wie die Installation alternativer Technologien zur Verschiebung von Last- und Leistungsspitzen.

Über dem ganzen thront zudem ein bisher nicht erkanntes bzw., thematisiertes Risiko:

Es ist ja nett, wenn in Norddeutschland fünf Mal jährlich über ein zwei Tage zu viel Windstrom produziert wird, der dann mittels Süd-Link und Süd-Ost-Link nach Bayern und Süddeutschland abtransportiert wird, um dort verbraucht zu werden. Sollte dort dann gerade bestes PV-Wetter herrschen (Herbst / Frühjahr), kann Bayern mit dem Überschuss schließlich die seit über 40 Jahren bestehende Verbindung zu den Pumpspeicherkraftwerken in Österreich nutzen. Schließlich wird dort inzwischen mehr und mehr generativer Strom tagsüber gespeichert, da die Produktion der bayerischen Kernkraftwerke abnimmt und absehbar auslaufen wird. Sollten die Stauseen Österreichs nun mal gerade voll sein, könnte man ja den Strom nach Italien weiterreichen. Wenn man die Leitungskapazität dorthin ausbaut. Falls, das nicht geht, weil auch Italien gerade keinen Strom braucht, müsste man nur die Kapazitäten nach Südosteuropa erweitern, da deren generative Kapazitäten ja nahezu nicht existieren und somit nicht den Weiterbetrieb der konventionellen Kraftwerke stören. Weder den der eigenen, noch über Umwege den der Braunkohlekraftwerke in Nord- und Westdeutschland.

Was also, wenn in allen vernetzen Ländern Sättigung herrscht und auch all die wenigen bisherigen Speicherkapazitäten erschöpft sind? Wer wird zuerst wo vom Netz genommen und abgeschaltet? Wer garantiert die länderübergreifende Überwachung und Kommunikation? Wer garantiert, dass die potentiellen Stromempfängerländer nichts selbst große Kapazitäten generativer Erzeugung plus Speicher aufbauen? Nur weil (noch) der größte Teil der restlichen Welt am liebsten deutsche Autos kauft, weil deren Qualität so gut ist, kauft der Rest der Welt noch lange nicht den Strom in Deutschlands Ländern, nur weil der im selbst ernannten Leitmarkt für den Rest der Welt produziert wird.

Wem ist an der Stelle nicht klar, dass der gesamte Kommunikationsaufwand sich genau wie der notwendige Kapazitätszubau in allen Teilnetzen und an allen weiträumigen Verbindungen sich nicht einfach nur addiert, sondern multipliziert?

Wohingegen ein dezentraler Ansatz via gezielter Pufferspeicherkapazität in Haushalten Gewerben, Industrie, Transportmitteln an allen Netzknoten und an allen Erzeugern lediglich additiv zu Buche schlägt und vor sich allem durch gezielte Schaffung lokaler Überkapazitäten – die bei Batterie (Akku)speichern ja ohnehin schon technisch gewollt vorhanden ist – auch hier lediglich additiv auswirkt. Eben weil das der Effekt von Pufferspeichern ist.

Wir können bei der Betrachtung energetischer Systeme deren Nutzen im Bereich der Wärmebereitstellung klar und deutlich sehen. Nur ein vollkommen verwirrter Geist würde auf die Idee kommen, Nah- und Fernwärmenetze über mehrere hundert Kilometer zu bauen, nur um bei zufälligem oder gelegentlichem Produktionsüberschuss den Überschuss loszuwerden. Gerade der langfristige Unterhalt weiträumig ausgebauter Wärmenetze führt regelmäßig zu deren Außerbetriebnahme oder eben zu unverhältnismäßig hohen Erhaltungskosten.

Klar erkennbar ebenso, dass moderne Heizungen stets über immer größer werdende Pufferspeicher verfügen, um Leistungsspitzen zu kappen und so auch kleinere Dimensionierungen für die Wärmeerzeugung möglich machen. Sogar im mit extremen Angstzuschlägen behafteten Handwerk wird eine Heizleitung auf maximal das doppelte der tatsächlich notwendigen Heizleistung nach Norm umgesetzt, statt auf die tiefste denkbare Außentempreatur. Speziell bei Heizungen ist bei angemessener Dimensionierung plus Pufferspeicher zusätzlich noch der Effekt der Effizienzsteigerung zu beobachten, der Clou besteht jedoch in der deutlich günstigeren Kostenbilanz.
Auch wenn es sich um technisch vollkommen unterschiedliche Medien handelt, so geht es dabei doch um eines: Um die Regulierung des Angebots und der Nachfrage von Energie, gemessen und ausgedrückt in Kilowattstunden, nicht in Kilowatt, Megawatt oder Gigawatt. Diese Größen beschreiben Leistung, keine Energie. Allein das Denken in KW und PS verschleiert das eigentliche Thema. Von Politikern, betriebswirtschaftlich indoktrinierten Controllern und leider auch viel zu vielen Technikern gedankenlos gleichgesetzt, versteht eigentlich fast niemand wirklich die Zusammenhänge. Auf diesem Nährboden an intellektueller Schlampigkeit basieren noch immer Dimensionierungen in allen Bereichen, die auf Extrembedarf ausgerichtet und mit zusätzlichen, überwiegend vollständig unnötigen Sicherheitszuschlägen aufgebläht sind.

Die Berechnungsannahmen für die Zielanteile des erneuerbar erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch sind für die Übertragungsnetzbetreiber nicht ersichtlich. Nach einer ersten Einschätzung der Übertragungsnetzbetreiber seien die Zielgrößen nur mit sehr ambitionierten Annahmen zu den Volllaststunden – insbesondere für den Energieträger Wind – abbildbar. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber ist es fraglich, ob mit diesen Mantelzahlen in Kombination mit den Annahmen zur Stromnachfrage, die Zielanteile der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch erreichbar seien. Vor dem Hintergrund des weiterhin gültigen Förderdeckels von 52 GW für PV-Anlagen mit installierter Leistung von bis zu 750 kW seien die Zubauzahlen für diesen Energieträger sehr ambitioniert.
S. 67

Die besondere Bedeutungsschwere all dieser Aussagen und vor allem der damit zum Ausdruck gebrachten, faktisch bestehenden Unsicherheiten, liegt darin, dass sie von dem mit der Erstellung des Szenarios beauftragtem Gremium kommen. Damit sagen die ÜBN im Grunde direkt aus, dass sie der Aufgabe gar nicht gewachsen sind.

Ohne Kenntnis der Begründung des Szenariorahmens fällt es den Übertragungsnetzbetreibern schwer zu überprüfen, inwieweit die angegebenen Werte zur Stromnachfrage und Spitzenlast mit den veränderten Annahmen zur ökonomischen Entwicklung (Bevölkerungsentwicklung, BIP, etc.) und zu neuen Nachfrage-Technologien konsistent sind. Insbesondere sei eine konstante Spitzenlast vor dem Hintergrund einer Steigerung der Elektroautos um das 6-fache bzw. der Wärmepumpen um das 4-fache (von Szenario A 2030 zu Szenario C 2030) zu hinterfragen. Die gegenläufige Entwicklung von Stromnachfrage zu Spitzenlast resultiere unter Umständen in stark variierenden jährlichen Lastverläufen, die möglicherweise in sich nicht mehr plausibel seien.
Nicht nur, dass die Steigerungen bei Emobilität und Wärmepumpentechnologie als bloße Zahlen zu hinterfragen sind. Es geht auch um die Größenordnung, denn die Vorgabe der BNetzA für 25 kWh/100 km bei Elektroautos und 10.000 kWh / a bei Wärmepumpen sind vollkommen abwegig und unzutreffend.

Beispiel: NISSAN LEAF, Golfklasse mit ca. 1.560 Kg Fahrzeugmasse, ADAC-Verbrauch NEFZ 17,5 kWh, Erfahrungswert nach 100.000 real gefahrenen km im Allgäu: 10 kWh / 100 km. Bedeutet bei durchschnittlichem bundesdeutschen Fahrleistungen von 12.000 km / a = 1.200 kWh zusätzlicher Strombedarf.

Beispiel: EFH, 200 m² Putzfläche, berechnet wird kein verbesserter KFW-Standard (<100%), sondern EnEV 2009 = 64 kWh / m²a (KfW100) = 13.000 kWh Wärmebedarf plus 12,5 kWh / m² a Brauchwasser = 4.000 kWh Warmwasser, Luftwärmepumpe mit JAZ 2,5 = 6.800 kWh. Realstromverbrauch der Wärmepumpe in solchen Häusern (Stromrechnung): 3.600 kWh.

Diese Vorgaben sind somit abwegig.

Die ÜNB weisen ebenfalls auf die Auswirkungen der Einführung neuer Demand-Side Technologien hin. Dies seien insbesondere Speichertechnologien für PV-Systeme, Power-to-Gas-Anlagen und Demand-Side Management-Potentiale in der Industrie. Bei einer Berücksichtigung dieser Technologien bestünden viele Freiheitsgrade, die deren Verhalten im System beeinflussen. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber dienten diese vornehmlich der kostenminimalen Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem. Aus diesem Grund sollte ein Einsatz derart erfolgen, dass (die nun flexibilisierte) Last und Erzeugung möglichst deckungsgleich sind. Dies führe tendenziell zu verringerten Kosten des Systems und verbessere die Versorgungssicherheit. Es wird aber darauf hingewiesen, dass dies zu einer erhöhten Auslastung des Stromnetzes führen könne. Weitere Details zu diesen neuen Technologien sollten gemeinsam mit den Stakeholdern abgestimmt werden.
S. 67

Damit geben die ÜNB im Grunde zu, dass es an der Zeit ist diese Technologien nicht nur zu berücksichtigen, sondern gezielt mit ihnen zu planen.

Darüber hinaus thematisiert dieser Hinweis genau das, was bereits mittlerweile unzählige „Stakeholder“ anbieten. Das proaktive Vorgehen etlicher aggressiver Vertriebe signalisiert den beginnenden Paradigmenwechsel hin zu einem umfassenden Ausbau von Speichertechnologien:

SENEC (Deutsche Energieversorgung Leipzig) mit Stromcloud, Sonnen (Sonnen GMBH Wildpoldsried) mit Sonnenflat, GREG Energy, EON mit Cloud und viele mehr, die damit vor allem Speicher platzieren wollen. Zudem bieten verschiedene Energieunternehmen derzeit auch so genannte „Energiemanager“ an, elektronische Bauteile die Produktion und Verbrauch von Strom durch Zuschalten oder Abschalten flexibler Lasten aufeinander abstimmen und so den Eigenverbrauch optimieren sollen.

Der Haken an diesen Geräten ist die Internetanbindung und die nur über den Anbieter veränderbare technische Verfügungsgewalt. Was als „Unabhängigkeit“ angepriesen und verkauft wird, schafft in Wahrheit neue und noch umfangreichere Abhängigkeit gegenüber bestimmten Unternehmen, vor allem Netzbetreibern. Die Abhängigkeit wird vom Strombezug, der deutlich verringert wird, auf den Netzanschluss transferiert, der notwendig ist und bleibt, um von der neuen „Freiheit“ Gebrauch machen zu können.

Die Netzbetreiber selbst jedoch betreiben eifrig eine nie dagewesene Erweiterung des technischen Regelwerks und der im Stromzählerkasten zugelassenen Geräte, um über eine deutlich erhöhe Komplexität der notwendigen Technologie das Regelwerk vor allem für konkurrierende kommunale Verteilnetzbetreiber so zu erhöhen, dass Wettbewerb Mangels qualifiziertem Personal nicht mehr möglich ist.

Die vom Gesetzgeber jüngst beschlossene Angleichung der Netzentgelte ist dabei eine Vorstufe zur Wiedererrichtung eines unabdingbaren Monopols. Diesmal nicht gesetzlicher Natur, wie einst, sondern technischer Natur. Der eigentliche Nutzer, ob Miete oder Eigenheimbesitzer kann sich zum Beispiel nicht einmal den Zähler frei aussuchen, den er einbauen lassen will. Obwohl ihm die Wahl des Messdienstleisters angeblich freisteht.

Die nächsten beiden Schritte werden die Einführung so genannter Smart Meter, verbunden mit einer „marktgerechten“ Erhöhung der Grundgebühren und ein signifikanter Anstieg der Netzentgelte auf ein bundesweites Niveau von 12 ct bis 13 ct. sein.

Gleichzeitig werden die zunehmend erschwinglichen Speicher zur immer weiter voranschreitenden Nivellierung der Börsenstrompreise führen. Mit anderen Worten: Je mehr Speicher dazu genutzt werden, Vorteile aus zeitlich flexibilisierten Arbeitspreisen zu ziehen bzw. Lastverschiebung durch Eigenerzeugung und Verringerung des Stromzukaufs zu nutzen, desto geringer wird die mögliche Volatilität der Strompreise.

Wir sollten uns an der Stelle ernsthaft überlegen ob wir einen weitere Nutzungsverschiebung, sprich Zweckentfremdung der EEG-Umlage hinnehmen wollen.

Aus Perspektive der datenschutzbesorgten Bürger, die ihr Verhalten nicht ausspähen lassen wollen, bleiben nur ein paar Möglichkeiten:

– Akkuspeicher als Last- und Leistungsmanager für den persönlichen Bedarf. Bedeutet: Auslegung auf ein bis drei Tagesbedarfe (abhängig vom Geldbeutel und Versorgungssicherheitsbedürfnis
– Niemals den Einbau von fernsteuer-und fernauslesbaren Lastmanagern zulassen
– Galvanische Trennung des Haushalts vom Netz. Bedeutet: Das Netz beliefert nur den Speicher oder nimmt Strom ab. Der Haushalt die privaten Erzeuger (PV, Kleinwindkraft, Fuel Cells, BHKW) speisen in den Akku, bzw. entnehmen den Strom aus dem Akku.

Es ist leicht vorhersagbar, dass sich diese Systeme nur finanziell solvente Eigenheimbesitzer und liquide Unternehmen leisten können. Der Rest der Bevölkerung, gerade die weniger betuchten, werden unter erhöhten Kostendruck geraten. Schlicht weil sich die rein betriebswirtschaftlich orientierten, so genannten „energieintensiven“ und sonstig privilegierten Unternehmen bei den Netzentgelten einen ebenso schlanken Fuß machen werden, wie bei der EEG-Umlage. Mit anderen Worten: Die unter dem Durchschnitt lebenden 70% der Bevölkerung zahlen die Rechnung.

Treffen wird das vor allem Rentner, sozial bedürftige und Geringverdiener. Kurz, alle die niemals angemessen an der Entwicklung der Wirtschaft und am Wachstum beteiligt werden.

Die Bundesnetzagentur hat in den Szenarien erstmalig zusätzlich verschiedene Werte für Treiber der Sektorenkopplung, Flexibilitätsoptionen sowie dezentrale Speicher vorgegeben, die von den Übertragungsnetzbetreibern für die Erstellung der Netzentwicklungspläne 2017-2030 berücksichtigt werden müssen:

Szenariorahmenentwurf 2017 S. 70

Was nützen diese Werte in einer Art Zuordnung nach Geschmack, einer qualitativen Berücksichtigung? Worauf beruhen die Schätzungen?

Innovation bezeichnet in diesem Zusammenhang den Einsatz neuer Technologien im Stromsektor zur Steigerung der Flexibilität und der Energie-sowie Emissionseffizienz. Das Transformationstempo beschreibt die Umsetzungsgeschwindigkeit der Energiewende.

Das konservative Szenario A 2030 ist durch eine mäßige Geschwindigkeit bei der Umsetzung der Energiewende gekennzeichnet, in der die Einführung neuer
Technologien und der Innovationsgrad eher gering sind. Die Transformationsszenarien B 2030/2035 zeichnen sich gegenüber dem Szenario A 2030 dadurch aus, dass durch eine Vielzahl unterschiedlicher Maßnahmen und Technologien die Umsetzungsgeschwindigkeit der Energiewende erhöht wird. Im Innovationsszenario C 2030 ist sowohl der Innovationsgrad als auch das Transformationstempo am höchsten. Dies wird durch eine intensive Nutzung neuer Technologien sowie die Vernetzung der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr erreicht.
Die zunehmende Anzahl und Variation bestimmter Inputparameter durch die Übertragungsnetzbetreiber ermöglicht bei ausreichend genauer Prognose eine Erhöhung der Konsistenz der einzelnen Szenarien. Dies erlaubt eine exaktere Beschreibung der zukünftig denkbaren Entwicklungen, was zu einer Optimierung des von den Szenarien abgedeckten Wahrscheinlichkeitsraums führt. Hingegen führt eine Zunahme und stärkere Variation der Inputparameter immer seltener dazu, dass für alle Szenarien die gleichen Annahmen (z. B. bzgl. Stromverbrauch oder Jahreshöchstlast) getroffen werden. Dadurch sind Auswirkungen bei der Veränderung einzelner Parameter auf den Gesamtprozess immer schwerer zu erkennen.
S. 71

Implizit wird damit zugegeben, dass diese „neuen Technologien“ einen wesentlichen Einfluss auf den tatsächlich notwendigen Transportbedarf an Strom haben. Gerade der letzte Satz ist im Grunde das Eingeständnis, dass das gesamte Paket nicht stichhaltig ist.

Die logische Konsequenz daraus wäre, einen komplett anderen Ansatz zu wählen, der der historischen Realität des „bundesdeutschen Stromnetzes“ Rechnung trägt:

Das „Netz“ ist organisch aus etlichen lokalen Kleinnetzen erst gewachsen. Es gab nie und gibt bis heute keine zentrale Planung und Steuerung. Aber es gibt die Tatsache, dass Stromverbrauch weitgehend dezentral stattfindet, Stromerzeugung durchaus komplett dezentral stattfinden kann (was für den Löwenanteil der Strommenge sowieso der Fall ist. Der alternative Ansatz soll vor allem auch die Allmachtphantasien größenwahnsinniger Politiker, Konzernchefs und Verbandslobbyisten beendet.

Wir brauchen keine großen Energiekonzerne. Wir brauchen einfach nur die Bescheidenheit, so viel Strom wie sinnvoll lokal zu produzieren, bereits bei der Erzeugung und beim lokalen Verbrauch gezielt Lastspitzen zu kappen, dieses Vorgehen auf Basis dynamisch erfasster RLM-Messungen an allen Netzknoten wiederholen und so den Übertragungsbedarf klar reduzieren.

Wir brauchen eine Politik, die den technologischen Fortschritten Rechnung trägt und deren Implementierung nicht nur fördert, schon gar nicht mit bloßen Lippenbekenntnissen, sondern deren Verhinderer an die Kandare nimmt. Nicht über Subventionen, Zuschüsse oder EEG-Umlagen, sondern über eine gezielte Bepreisung der negativen Folgen konventioneller, fossiler, mit einem Wort: Degenerativer Erzeugung. Der Rest erledigt sich von selbst.

Besonders das Verhalten deutscher Automobilkonzerne, die die freiheitliche Gewähr der Selbstverantwortung geradezu mit Füßen treten, fordert geradezu ein, Kontrolle und Einhaltung von Normen, Standards und Umsetzung politisch vorgegebener Ziele konsequent durch unbestechliche, administrative Strukturen zu ersetzen und durchzusetzen.

Szenario A 2030: Der Nettostromverbrauch in Szenario A 2030 liegt bezogen auf das Referenzjahr 2015 auf einem niedrigeren Niveau. Der zu ermittelnde Wert der Jahreshöchstlast ist mit 84 GW in Szenario A 2030 leicht höher als der Referenzwert des Jahres 2015 von 83,7 GW. Dabei sind 1,1 Millionen Wärmepumpen und 1 Million Elektroautos sowie 1 GW Power-to-Gas, 3 GW PV-Batteriespeicher und 2 GW Demand-Side-Management (Industrie und GHD) zu berücksichtigten.
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Szenario B 2030: Der Nettostromverbrauch in Szenario B 2030 liegt bezogen auf das Referenzjahr 2015 auf einem höheren Niveau. Der zu ermittelnde Wert der Jahreshöchstlast ist mit 84 GW in Szenario B 2030 leicht höher als der Referenzwert des Jahres 2015 von 83,7 GW. Dabei sind 2,6 Millionen Wärmepumpen und 3 Millionen Elektroautos sowie 1,5 GW Power-to-Gas, 4,5 GW PV-Batteriespeicher und 4 GW Demand-Side-Management (Industrie und GHD) zu berücksichtigten.
S. 71

Szenario C 2030: Der Nettostromverbrauch in Szenario C 2030 liegt bezogen auf das Referenzjahr 2015 auf einem höheren Niveau. Der zu ermittelnde Wert der Jahreshöchstlast ist mit 84 GW in Szenario C 2030 leicht höher als der Referenzwert des Jahres 2015 von 83,7 GW. Dabei sind 4,1 Millionen Wärmepumpen und 6 Millionen Elektroautos sowie 2 GW Power-to-Gas, 6 GW PV-Batteriespeicher und 6 GW Demand-Side-Management (Industrie und GHD) zu berücksichtigten.
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Vergleicht man diese hier zitierten Gedankenspiele, dann kann man im Grunde keinerlei Berücksichtigung tatsächlich möglicher Veränderungen erkennen.

3.1 Grundcharakteristik
Ein Szenario ist als wahrscheinlich zu erachten, wenn es mit einer hinreichend hohen Realisierungswahrscheinlichkeit verbunden ist und somit das zu entwickelnde Stromnetz in der Zukunft den Anforderungen dieses Szenarios mit hinreichend hoher Wahrscheinlichkeit genügen muss.
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Ein alternativer Ansatz kann auf derlei Planspiele verzichten. Er geht zunächst vom Ist-Zustand aus: 84 GW Leistungsspitze bei rund 600 TWh Stromkapazität per anno. Das ist die Grundcharakteristik.
Er entwickelt sich Bottom-Up, ausgehend von dezentralem, in Realzeit gemessenem Verbrauch, Erfassung, Beschreibung und Kappung seiner lokalen Lastspitzen durch gezielten Speicherzubau plus 20% Reserve.
In seine kontinuierliche, dynamische Fortschreibung fließen lokale, kommunale und regionale Planungen kontinuierlich ein. Zuständig und verantwortlich sind jeweils die Betreiber einzelner, kommunaler Verteilnetze, die Hochskalierung auf die leistungsstärkeren Übertragungsnetze erfolgt additiv und informativ in Realzeit nach oben und nicht regulativ nach unten.

Verteilnetzausbau einschließlich Lastspitzenkappung hat Vorrang. Für den Verteilnetzausbau stellt die Europäische EU via EZB die Mittel zur Verfügung, Bürger können sich zu moderaten Renditen ihm Bereich der Inflation plus Abschreibung auf 50 Jahre direkt beteiligen. Schließlich haben sie ja den Nutzen, brauchen also keine 9% Rendite.

Mit einer Verringerung des Strombedarfs ist angesichts der zunehmenden Ausbreitung alternativer Technologie nicht zu rechnen. Vor allem sollte endlich klarer herausgestellt werden, dass Strommengen und Gesamtlast kaum direkten Bezug zu einander haben. Gerade die stromintensiven Industrien rufen zwar die höchsten Leistungen ab, brauchen aber im Verhältnis zu Ihrem Anteil am Leistungsbezug weniger Strom als alle anderen. Dazu kommt, dass gerade diese laststarken Verbraucher bei den Stromkosten noch immer derart privilegiert sind, dass Spitzenkappung und Effizienzmaßnahmen ihnen keinen Vorteil verschaffen. Wie soll ich an den Gebühren für die angeschlossene, bereit gestellte Leistung und Netzentgelten sparen, wenn ich gar keine bezahle?
Dazu kommt, dass eine nicht unerhebliche Zahl Mittelständer absichtlich den Stromverbrauch steigern, nur um innerhalb der Parameter zur Beanspruchung der Preisnachlässe zu bleiben. Eine der Stilblüten dieses Syste4ms besteht darin, dass Arbeitgeber ihren Mitarbeitern und Gästen sogar Elektroladesäulen zur kostenlosen Nutzung zur Verfügung stellen. Absurd und begrüßenswert zugleich.

Der Ausbau der Erneuerbaren Energien orientiert sich im Szenariorahmen 2017-2030 eng am jüngst geäußerten Willen des Bundesgesetzgebers in Form des Kabinettbeschlusses der Bundesregierung vom 08.06.2016 (nachfolgend EEG-E 2016). (Rückkopplung)
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Ungeachtet der Tatsache, dass dieser geäußerte Willen des Gesetzgebers rational betrachtet kein Ausbauprogramm, sondern eine gesicherte Ausbaubegrenzung darstellt, kann aktuell niemand vorhersehen, wie sich der Strompreis für die Mehrheit der Verbraucher entwickeln wird. Bereits jetzt ist zu erkennen, dass die durchschnittlich hohen Strompreise bei 29 Ct. / kWh netto in West-, Mittel und Norddeutschland den Zubau an PV auch ohne sofortige Rentabilität vorantreiben, während im Süden Preise von 20 ct / kWh bis 24 ct/ kWh noch keinen ausreichenden Handlungsdruck erzeugen.

Blickt man nun auf die beschlossene Angleichung der Netzentgelte, in deren Zug eine deutliche Preissteigerung im Süden zu erwarten ist, so ist es nicht weiter schwer zu erkennen, dass die Investitionskosten für PV in Schlagdistanz zu einer interessanten Rentabilität liegen, ohne eine Einspeisevergütung nötig zu haben.

3.2 Methodik zur Einhaltung der CO2-Reduktion
In den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 wird ein Erreichen der Klimaschutzziele unterstellt.
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Von dem aktuell bekannt ist, dass die BRD es verfehlen wird.

In Szenario A 2030 werden dagegen keine verbindlichen CO2-Restriktionen festgelegt, was zur Folge hat, dass der Einsatz des konventionellen Kraftwerksparks und die damit verbundene Menge an Treibhausgasemissionen alleine durch den Markt bestimmt wird. Folglich könnte es durchaus sein, dass in Szenario A 2030 das energiepolitische Ziel der das Bundesregierung im Hinblick auf die Reduktion der Treibhausgase nicht vollständig erfüllt wird.

Nicht nur könnte sein, sondern mit Sicherheit nicht erreicht wird, wenn es weiterhin keine verbindlichen Maßnahmen der Politik gibt. Eine Verharmlosung durch die Diktion „nicht vollständig erreicht“ ist bereits volkswirtschaftlich gesehen nicht akzeptabel.

Wenn eine Tonne CO2 70 oder 80 Euro volkwirtschaftlichen Schaden anrichtet, dann ist es nur logisch, CO2 künftig überall dort zu bepreisen, wo es entsteht. Ist dies nicht möglich, da beispielsweise ein Land ein Produkt herstellt und exportiert, ohne eine CO2 Bepreisung vorzunehmen, müssen alle exportierten Produkte dieses Landes im Empfängerland bepreist werden. Vom Erdgas und Erdöl bis hin zum komplexen Industrieprodukt. Verweigern Länder oder deren Industrien eine geprüfte Berechnung der CO2-Bepreisung, werden die Produkte eben geschätzt.

Da diese Form der Steuerung über Kosten alle gleichmäßig trifft, kann dabei niemand, nicht einmal ein Ignorant jeglicher Vernunft, wie der CDU-Wirtschafts-Lautsprecher Michael Fuchs, von Wettbewerbsnachteilen sprechen.

Alternativ kann CO2 technisch in Rohstoffe umgewandelt werden. Kostet also die technische Umwandlung einer Tonne CO2 z. B. 80 Euro, dann wäre das CO2 sinnvoll höher zu bepreisen, um die Investition in Umwandlungsanlagen lukrativ zu machen. Somit läge der Preis bei 8 ct. / Kilogramm. Wenn aber das Abtrennen von CO2 aus der Luft Kosten von 500 € / Tonne kostet, dann kann der Anteil an P2G in Zukunft nicht besonders hoch sein.

Um Renditen für die notwendigen Investitionen und Tragfähigkeit als Geschäftsmodell zu ermöglichen, wäre ein Aufschlag von 4 ct. vertretbar. Dann kostet ein Kilo CO2 eben 12 ct. Aufpreis.

Am Rande bemerkt: Ein Ausstoß von 366 Mio. Tonnen CO2 im Referenzjahr 1990 bei einer anvisierten und trotz aller politischen Vollmundigkeit nicht erreichten Senkung um 20% bis 2020 ergibt im allergröbsten Mittel (366 Mto. plus 366 Mto. minus 72 Mto. geteilt durch 2 gleich) 315 Mto. pro Jahr oder 25,2 Mrd. Euro jährliche Vernichtung zukünftiger Ressourcen. Anders herum gesehen der Aufbau von Erblasten zu Ungunsten nachfolgender Generationen.

Entsprechend lässt sich für jeden Brennstoff eine Emissionsmenge in Gramm / kWh benennen, die dann zu Bepreisung des CO2 pro kWh der eingesetzten Energiemenge je Energieträger führt. Der Referenzwert liegt daher bei 1,2 ct / 100 g CO2. Bei Erdgas z. B. 2,4 ct / kWh, bei Heizöl und Diesel 3,4 ct / kWh, bei Benzin 3 ct. kWh, bei Holz 0,24 ct / kWh, bei Windenenergie, PV und Wasserkraft wären es 0 ct / kWh, da lediglich die Herstellung bepreist wird.

Dieser Aufpreis ist auf ausnahmslos alle primär zum Einsatz kommenden Energieträger zu erheben. Im Verbund von 18 oder 19 Staaten der G20 wird daraus einfach und genial ein wirksames Instrument. Die Einnahmen werden über einen Sonderfond bei der Weltbank in EE-Projekte weltweit reinvestiert. Eine nationale Vereinnahmung und Verwendung der Gelder ist kontraproduktiv und im Grunde überflüssig, da die damit verbundene Kostenerhöhung ohnehin zu einer Steigerung CO2-freier Energienutzung führen wird. Zudem wird bei einem internationalisierten Ansatz keiner übervorteilt.

Zur Beschleunigung der Entwicklung sollte der Satz jährlich um 1,2 ct. / kWh steigen, solange bis eine nachhaltige Trendwende klar erkennbar ist. Die Gesamtbelastung wird sich schnell verringern, da neue und effizientere Technologien damit eine deutlich stärkere Position an den Märkten erhalten. Es ist Aufgabe der nationalen Regierungen, die Wirtschaftssubjekte durch geeignete Finanzierungshilfen zu Veränderungen zu motivieren.

Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass sich die CO2-Obergenzen als Nebenbedingung in der Marktsimulation nicht auf die installierten Erzeugerleistungen im Szenariorahmen 2017-2030 auswirken. Die Nebenbedingung wird aber Auswirkungen auf die Simulation des Betriebs des gesamten konventionellen Kraftwerksparks haben.
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Angesichts der Tatsache, dass 98 % der Onshore Windkraftanlagen und 100 % der Photovoltaikanlagen an die Verteilnetze angeschlossen sind und der weitere Zubau an Anlagen voraussichtlich ebenfalls dort stattfinden wird, geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass die Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung vor allem den Netzausbaubedarf in den Verteilnetzen reduzieren wird. Die Spitzenkappung würde sich demnach unmittelbar und voraussichtlich auch am effektivsten auf der Ebene der Verteilnetze und nur mittelbar auf der Ebene der Übertragungsnetze auswirken.

Damit gibt die BNetzA meinen zuvor geäußerten Gedanken vollumfänglich recht. Bleibt nur die Konsequenz der Politik, die Spitzenkappung auf Verteilnetzebene (Haushalte, GHD und kleine Industrie – Ortsnetztrafos, Umspannwerke bis 30KV/110KV) umgehend durch Finanzinstrumente unter Bürgerbeteiligung in Angriff zu nehmen. Dieses Projekt darf nicht erneut zur alleinigen Machtübernahme von lediglich ein paar großen Playern führen.

Gegenwärtig lässt sich aus §§ 8, 11 und 12 EEG 2014 noch ableiten, dass die Verteilnetz-und Übertragungsnetzbetreiber (Netzbetreiber) verpflichtet sind, ihre Netze so zu dimensionieren und auszubauen, dass die Netze jederzeit den gesamten Strom aus regenerativer Erzeugung aufnehmen und transportieren können. Auch die Planungsgrundsätze der Netzentwicklungspläne der Übertragungsnetzbetreiber orientieren sich im Grundsatz an dieser Verpflichtung.
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Es dürfte inzwischen klar sein, dass diese Eindimensionalität schlicht nicht ausreicht.

Durch die zukünftige gesetzlich verankerte Möglichkeit der Spitzenkappung erhält der Verteilnetzbetreiber mehr Flexibilität bei der Planung seines Netzes. Denn nach aktuell geltender Rechtslage muss ein Netzbetreiber sein Netz (noch) vollständig ausbauen, verstärken und optimieren, z. B. auch durch den Einsatz intelligenter Netztechnik (z. B. regelbare Ortsnetztransformatoren), um den Bedarfen aller Netznutzer gerecht zu werden. Bestehende und nach den Bedarfsprognosen zu erwartende Netzengpässe sind zu vermeiden, um insbesondere die gesamte Energie der Stromerzeugungsanlagen aufzunehmen und weiterleiten zu können. Durch die Möglichkeit der Spitzenkappung erhält der Verteilnetzbetreiber die Option, in einem begrenzten Umfang die Spitzenkappung von Erneuerbare-Energien-Anlagen als Alternative bei der Netzplanung zu berücksichtigen. Damit wird dem Verteilnetzbetreiber die Möglichkeit eröffnet, sein Netz nicht mehr auf die Aufnahme der letzten Kilowattstunde auszulegen, sondern es auf ein zur Gewährleistung des energiewirtschaftlichen Zwecks nach § 1 Abs. 1 EnWG in Verbindung mit § 1 Abs. 1 EEG-E 2016 volkswirtschaftlich sinnvolles Maß zu dimensionieren.
Es bleibt die Erwartung, dass diese Erkenntnis schnellstmöglich in vernünftige Gesetzesform und konkrete Umsetzungsstrukturen gebracht wird. Betrachtet man den aktuellen Wahlkampf, sieht es nicht danach aus. Im Gegenteil. Es droht die weitere Verschleppung durch eine erneute große Koalition, die die Energiewende mehrheitlich aktiv verhindert. Auch bei einer wieder in den Bundestag einziehenden FDP ist keinesfalls damit zu rechnen, dass gesellschaftliche und volkswirtschaftliche Vernunft sich dort je Bahn bricht. Dieser wiederbelebte Player, unberechtigterweise noch immer als liberale Partei bezeichnet, unterscheidet sich personell kaum und ideologisch / inhaltlich kein Stück von der FDP, die bei der letzten Wahl mit Recht aus dem Parlament geworfen wurde.

Unberührt hiervon bleibt der Grundsatz der planerischen Gestaltungsfreiheit des Verteilnetzbetreibers. Die Netzplanung bleibt seine alleinige Aufgabe und er bleibt dafür verantwortlich, seinen Netzausbau auf der Grundlage von sachgerechten Prognosen und Annahmen bedarfsgerecht zu dimensionieren. Durch die Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung erhält der Verteilnetzbetreiber eine zusätzliche Option. Inwiefern er diese Option nutzt, steht in seinem Verantwortungsbereich. Die Übertragungsnetzbetreiber sind hingegen im Rahmen der Erstellung des Netzentwicklungsplans verpflichtet, die Regelungen der Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 EnWG n. F. bei der Netzplanung anzuwenden.
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Die gegenwärtige Strukturierung der Verteilnetzbetreiber lässt keinen Schluss darauf zu, dass diese ihre Flexibilisierungsoptionen tatsächlich bzw., im Sinne der Verbraucher nutzen. Ihnen die Entscheidung frei zu überlassen, erfüllt den Tatbestand der Vernachlässigung, bedeutet im Gegenteil zum Auftrag öffentlicher Daseinsvorsorge glatt eine politische Kapitulation auf Grund der strukturimmanenten Mutlosigkeit der aktuell relevanten Parteien. Es geht allen nur noch um den reinen Bestandserhalt. Ein Geist, der mehr und mehr auf die Bevölkerung abfärbt. Der Geist, der die unternehmerischen Akteure und auch deren nicht-unternehmerisch tätige Mitarbeiter in deutschen Ländern früher einmal erfolgreich gemacht hat: Die Einstellung, grundsätzlich alles, was man geschaffen hat, qualitativ weiter zu verbessern, ist längst einer Mentalität der Besitzstandswahrung und Absicherung, falls möglich monetären Verbesserung des persönlichen Status gewichen. Adenauers Maxime „Bloß keine Experimente“ ist nicht nur Common Sense der deutschen spätindustriellen Gesellschaft, sondern durch allgemeine Erwartungshaltung eine geradezu verpflichtende Vorgabe. Das geht momentan zwar gut, wird sich aber unweigerlich und abrupt verändern. Noch kauft die Welt gern „deutsche“ Produkte, doch sie merkt, langsam, dass sie die nicht braucht. Es gibt längst besseres von anderen Orten.

Die Ausbauziele beziffern sich gemäß § 1 EEG-E 2016 wie folgt:
„(1) Zweck dieses Gesetzes ist es, insbesondere im Interesse des Klima-und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu fördern.
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Betrachtet man die Bilanz nach 18 Jahren Energiewende, stellt man fest, dass die Politik dabei seit mehr als einem Jahrzehnt versagt. Ein weiteres nie eingelöstes Versprechen.

Dazu bleibt Peter Altmaier in seiner vorübergehenden Rolle als Bundeumweltminister im Rahmen einer Rede vor der HWK Augsburg im Jahre 2013 zu zitieren: „Die Energiewende muss und wird immer das Ziel der Bundesregierung bleiben.“ Logik: Was immer Ziel bleiben muss, darf auch nie erreicht werden. Sonst wäre es ja kein Ziel mehr und könnte nicht für immer bleiben.

Die Realität sagt eines ganz klar: Weg mit den Ausbaupfaden. Die bremsen, statt für den notwendigen Umbau zu sorgen.

3.4.2.1 Betriebsdauer der Kraftwerke im Allgemeinen

Mit der Annahme einer pauschalen, zwischen den Szenarien unterschiedlichen, technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer der Kraftwerke wird die im Szenariorahmen 2025 gewählte Vorgehensweise zur Modellierung des Kraftwerksrückbaus erneut angewandt. Somit werden weiterhin energieträgerspezifisch technisch-wirtschaftliche Betriebsdauern von konventionellen Kraftwerken unterstellt.
Dazu ist anzumerken, dass die Bundesnetzagentur die Auffassung einiger Konsultationsteilnehmer dahingehend teilt, dass die Bestimmung der Betriebsdauer von Kraftwerken nicht einfach ist. Nicht in jedem Fall werden Kraftwerke nach dem Ende der ursprünglich geplanten technischen Betriebsdauer stillgelegt. Die technische Betriebsdauer der Kraftwerke kann auf der einen Seite durch Retrofit verlängert werden. Auf der anderen Seite können erschwerte wirtschaftliche Bedingungen zur frühzeitigen Stilllegung von Kraftwerken führen.
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Die Annahme einer technisch. wirtschaftlichen Betriebsdauer ist zwar betriebswirtschaftlich im Sinne der Betreiber und deren Sprachrohr BDEW nachvollziehbar. Politisch jedoch gibt es keinen Grund, diesem Bedürfnis durch Bestandsgarantien Rechnung zu tragen. Schon gar nicht für Zeiträume von 40 und mehr Jahren. Man darf unmöglich übersehen, dass diese Kraftwerke ihre betriebswirtschaftliche Rentabilität weitgehend bis nahezu vollständig dadurch erreichen, dass sie mit Steuergeld oder Staatsverschuldung – was am Ende auch Steuergeld bedeutet – überhaupt erst erschaffen wurden und Jahre Betrieb durch staatliche Vergünstigungen nach wie vor überhaupt erst ermöglich wird. Das Ergebnis ist eine massive Minder-Bepreisung elektrischer Energie am Markt. Nicht nur in der BRD, nein, in nahezu allen Ländern. Bei so gut wie jedem anderen Produkt würde man das als Preisdumping bezeichnen, als Wettbewerbsverzerrung. Die Europäischen Verträge haben nicht ohne Grund eine Beseitigung all dieser Beihilfen vorgesehen. Sie wirken nur leider noch immer nicht auf den vorvertraglichen Altbestand zurück.

Die Renditegarantie für das eingesetzte Eigenkapital der an den Netzbetreibern beteiligten Stakeholder hat exakt die gleiche volkswirtschaftlich fatale Wirkung.

Jeder kleine Privatunternehmer oder Mittelständler würde angesichts einer staatlich gesicherten Renditegarantie von 9% auf sein eingesetztes Kapital Purzelbäume vor Begeisterung schlagen.

Die Bestimmung der Betriebsdauer angesichts der gegenwärtigen Vorgaben mag „nicht einfach“ sein. Angesichts der vertraglich eingegangenen Verpflichtung auf das Erreichen bestimmter Klimaziele fällt die Antwort auf diese Frage jedoch denkbar einfach aus: So kurz wie möglich.

Da sich volkswirtschaftliche Betriebskosten alternativer Erzeugung kostenseitig in etwa mit real und volkswirtschaftlichen Kosten degenerativer Erzeugung decken, bzw. erstere der zweiteren Technologie in der Hinsicht sogar überlegen ist (angemessener CO2-Preis), kann es nur logisch sein, den derzeit bestehenden, in den Regelungen der Vergangenheit begründeten Vorteil von den konventionellen, degenerativen Technologien endlich und definitiv auf die rein generativen zu verlagern.

Die politischen Planungsvorgaben für den Kraftwerkspark betreffen dann die Erstellung und laufende Anpassung von Restlaufzeiten für bestehende konventionelle Erzeugung. Innerhalb dieser Planung müssen sich diese Erzeugungsarten einem internen Wettbewerb stellen und dürfen sich nicht mehr via komfortablem Hartz-IV-für-Energiekonzerne weiter als gut gefüttertes Hindernis für die Energiewende im Glanz auskömmlicher Renditen sonnen.

Wobei man fairerweise auch sagen muss, dass der Effekt der so genannten „Erneuerbaren“ genau diese konventionelle Erzeugung ihre sattesten Gewinne eingebüßt hat. Der aktuelle Strompreis – also der wirkliche börsennotierte Arbeitspreis für Strom – sich nahezu gedrittelt hat. Das ist der systemimmanente Effekt des EEG. Von dem bei den meisten Bürgern nur rein gar nichts ankommt. Leider nutzt die energieintensive Industrie diesen Preisvorteil, von dem sie direkt profitiert, nicht dafür, sich an der EEG-Umlage stärker zu beteiligen. Stattdessen setzt Sie diese zusätzliche Rendite am Weltmarkt ein, um günstiger anbieten zu können. Das geht kurzfristig zwar auf und beschert der BRD seit Jahren zusätzliches Wachstum und Erfolg, wird aber über kurz oder lang zur Achillesferse, da konkurrierende Nationen kompromisslos auf Erneuerung auf allen Ebenen der Energiewirtschaft setzen.

3.4.2.2 Betriebsdauer von Braunkohlekraftwerken
In allen Szenarien wird der Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber übernommen und eine technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer für Braunkohlekraftwerke von 50 Jahren in Szenario A 2030 und 45 Jahren in Szenario B 2030/2035 sowie 40 Jahren in Szenario C 2030 angenommen.

Aus eben beschriebenen Gründen viel zu lange und angesichts der Verpflichtungen in den Klimaverträgen unhaltbar.

Nach der Meinung mehrerer Konsultationsteilnehmer muss die Betriebsdauer von Braunkohlekraftwerken an die Dauer der Genehmigungen der dazu gehörenden Tagebaue gekoppelt werden. Um die größtmögliche Bandbreite möglicher Entwicklungen darzustellen sei es sinnvoll, auch ein Szenario zu betrachten, in dem die Erzeugung von Energie durch Braunkohlekraftwerke weiterhin einen großen Beitrag leistet. Zwar sei die Wirtschaftlichkeit von Braunkohlekraftwerken in Zukunft weiterhin unklar. Durch die jüngsten politischen und wirtschaftlichen Entwicklungen, wie beispielsweise den Verkauf der Braunkohlekraftwerke in der Lausitz an den Konzern EPH, sei jedoch zu erwarten, dass die Betreiber von Braunkohlekraftwerken, die nicht in die Sicherheitsbereitschaft fallen, so lange wie möglich an dem Betrieb der Kraftwerke festhalten werden. Ebenfalls sehen die Planungen der Landesregierungen der Länder, in denen Braunkohle gefördert wird, ein Ausstiegsdatum erst nach 2030 vor.
S. 84

Die Betriebsdauer von Kraftwerken egal welcher Art in die „Szenariorahmen“ einzubeziehen ist nur dann sinnhaft, wenn ein klarer, qualitativ exakt definierter Ausstiegskorridor für jegliche nicht-CO2-neutrale Technologie vorgegeben ist. Alles andere führt lediglich zur Balgerei um den Knochen, wer die klimaschädliche Technologie am längsten nutzen darf und dadurch über die nach wie vor übliche politische Landschaftspflege zu künstlicher Lebensverlängerung gescheiterter und so oder so gesehen nicht zukunftsfähiger Geschäftsmodelle. Schluss mit dem Auftürmen physikalischer, chemischer und monetärer Erblasten zu Gunsten vorübergehenden Profits.

Einige Konsultationsteilnehmer fordern gezielt die Stilllegung von Braunkohlekraftwerken beispielsweise auf Grundlage des Impulspapiers „Elf Punkte für ein Kohlekonsenskonzept zur schrittweisen Dekarbonisierung des Stromsektors“ der Agora Energiewende. Dieser Forderung kommt die Bundesnetzagentur jedoch nicht nach, da sie weiterhin eine pauschale technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer als die am besten geeignete Methode für die Prognosen im Szenariorahmen ansieht. Die Bundesnetzagentur sieht keine Handhabe zur gezielten Stilllegung von Braunkohlekraftwerken, da die gegenwärtige Rechtslage den Betrieb von Braunkohlekraftwerken weiterhin erlaubt. Damit steht sie im Einklang mit mehreren Konsultationsteilnehmern, die fordern, keine zusätzlichen Stilllegungen von Braunkohlekraftwerken anzunehmen.
S. 86

Es stellt sich die Frage, ob die BNetzA überhaupt für Fragen der Stilllegung oder des Weiterbetriebs von Kohlekraftwerken und Tagebauen zuständig ist. Ich denke: Nein. Es sei denn sie erhält dazu einen Auftrag vom Souverän. (Immer daran denken, wer der Souverän eigentlich ist!).

Der Rahmen ist politisch. Also ist technisch der Gesetzgeber zuständig. Der wiederum von den Ergebnissen politischer Wahlen abhängt.

Man kann der BNetzA in der Frage bestenfalls vorwerfen, keinen Szenariorahmen auf Basis eines Ausstiegs aus jeglicher oder bestimmter fossiler Stromerzeugung vorlegen zu lassen. Ansonsten verhält sich die BNetzA in der Frage aufgabenkonform.

An der Stelle möchte ich darauf hinweisen, dass die Annahme einer „pauschalen technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer als am besten geeignete Methode für die Prognosen im Szenariorahmen“ einen der eigentlich geschossenen Böcke darstellt.

Denn diese Annahme führt zwangsläufig zu Szenarien mit geringem bis mäßigen Zubau generativer Technologie, wobei die Szenarien anschließend wieder als Argument dienen oder gar als Beweis herhalten dürfen, dass eine Vollversorgung mit rein generativer Technologie angeblich gar nicht erreichbar ist. Diese Denkweise ist redundant und hinsichtlich der Klimaziele nicht zielführend. Man könnte auch von Selbstbetrug sprechen.
Letztlich muss jede Kritik den Gesetzgeber und vor allem die politischen Akteure treffen.

Vollkommen willkürlich und ohne stichhaltigen Grund ist die Forderung einiger Konsultationsteilnehmer, keine zusätzlichen Stilllegungen von Braunkohlekraftwerken anzunehmen. Diese Annahme sollte eigentlich selbstverständlich sein, im Gegenteil sollte auch eine vollständige Stilllegung aller Kohlekraftwerke betrachtet werden. Doch auch an der Stelle ist der Gesetzgeber gefordert.

Allerdings zeigt sich hier die faktische Wirkungsweise der vom Gesetzgeber zusammen mit den Stakeholdern geschaffenen Konstellation: Der Gesetzgeber nimmt sich selbst damit aus der Schusslinie und Verantwortung, indem er diese zentralen Zukunftsfragen bei einer Behörde auf eine Art Verkehrsübungsplatz schickt, auf dem sich dann verschiedene Interessenvertreter die Köpfe einschlagen dürfen – oder Ringelpiez ohne Anfassen spielen.

Jetzt stellen wir uns nur einen Augenblick vor, der Gesetzgeber würde in irgendeinem anderem Segment der Volkswirtschaft so ein massiv wirkmächtiges Regime schaffen. Z. B. ein Szenariorahmen Wohnungsbau, in welchem Investorenrenditen garantiert werden, Mieten und Nebenkosten zentral gesteuert, regional oder lokal beschlossen und von einer Behörde genehmigt werden und die Gesamthöhe der Miete bezüglich aller administrativen und finanzwirtschaftlichen Bestandteile gesetzlich festgelegt wird….

Da es die Aufgabe des Netzentwicklungsplans ist, im Grundsatz ein Netz zu planen, das ohne teure Redispatch-Maßnahmen sicher funktionieren soll, macht eine Einbeziehung der Redispatch-Absicherung in Form von Netzreservekraftwerken keinen Sinn. Die Annahme einer konkreten Netzreserve würde somit die Aufgabe des Netzentwicklungsplans konterkarieren und wird im Szenariorahmen 2017-2030 folgerichtig nicht berücksichtigt.
WS. 86

Gerade um „teure Re-Dispatch-Maßnahmen“ zu vermeiden, ist es mittlerweile mehr als angezeigt, der monovalenten Lösung „Stromautobahnen“ alternative Technologien in einem qualitativen Wettbewerbsumfeld zu gleichen Bedingungen gegenüber zu stellen. Gerade mit Stromautobahnen wird der Bedarf an Re-Dispatch um kein Jota geringer. Im Gegenteil. Nur sorgloser, weil ja stets genug Kapazität da ist. Jedem Betreiber eines Speichers, der netzdienlich implementiert wird, sind daher ebenfalls 9% Rendite auf bis zu 40% eingesetztes Eigenkapital zu garantieren. Oder vernünftigerweise keinem, weder dem Speicherbetreiber noch dem Netzbetreiber sind Renditen deutlich über dem Marktniveau faktisch risikofreier Kapitalanlagen zu garantieren. Jeder nicht benötigte Meter „Stromautobahn“ ist ein Stück Lebensqualität für alle.

Die Kraftwerke der Kapazitätsreserve werden demgegenüber im Szenariorahmen 2017-2030 berücksichtigt. Die Kapazitätsreserve wird für den Fall vorgehalten, in welchem sowohl der Energiemarkt als auch die zur Verfügung stehende Regelleistung nicht ausreichen, um die nachgefragte Energiemenge bereitzustellen. Die Kraftwerke der Kapazitätsreserve dürfen selber nicht am Energiemarkt teilnehmen. Die Kapazitätsreserve soll nach dem am 22.06.2016 gefassten Beschluss des Bundestages gemäß § 13e Abs. 2 EnWG-E aus Bestandsanlagen in der als Regelfall festgelegten Höhe von 2 GW bestehen, welche in einem Ausschreibungsverfahren einen Zuschlag für die Kapazitätsreserve erhalten.
S. 86

Als Regelfall festgelegte Reserve von 2 GW ist schön und gut. Rund und sinnvoll wird diese Zahl allerdings auch erst, wenn die dabei angenommene Laufzeit im Ernstfall auch genannt wird. Theoretisch lautet die Antwort zwar: So lange wie nötig! Doch auf welche Störfälle ist das bezogen?
Entsprechend darf ein Szenario angenommen werden in dem
– In jedem Haushalt 5 kWh zuschaltbare Speicherkapazität bei 2,5 KW zuschaltbarer Leistung verbaut sind (200 GWh / 100 GW)
– 30 Millionen Elektroautos mit 30 KWh Speicherkapazität und 3,7 KW zuschaltbarer Leistung (einphasige Anbindung an ganz normalen 16 A / 230 V Steckdosen) permanent irgendwo am Netz angeschlossen sind (900 GWh/ 110 GW)
– An 600.000 Ortsnetztrafos 2 MWh Kapazität bei 1 MW Leistung verfügbar sind (1,2 TWh / 0,6 TW)
– Weitere Kapazitäten noch größeren Umfangs, aber in kleinerer Stückzahl an allen übrigen Netzknoten verfügbar sind. Wobei diese ernsthaft betrachtet gar nicht notwendig sind.

Die Übertragungsnetzbetreiber müssen für die Notwendigkeit der Kapazitätsreserve im Rahmen der Marktmodellierung zunächst ein entsprechendes Marktversagen feststellen. Nur in einem solchen Fall müssen die Übertragungsnetzbetreiber die Auswahl der in der Kapazitätsreserve geführten Bestandskraftwerke nach bestimmten Kriterien durchführen. Diese Kriterien werden von der Bundesnetzagentur für den Szenariorahmen 2017-2030 wie folgt festgelegt:
-Installierte Leistung: ≥ 50 MW
-Lastfolgeverhalten: Änderung von ≥ 30 % der Nennleistung in 15 min
-Kraftwerkstyp: Erdgas, Steinkohle, Mineralöl oder „sonstige“ Kraftwerke
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Generative Kraftwerke plus Speicher sind als funktionelle Einheiten ebenfalls zu berücksichtigen.

3.4.3 Flexibilitätsoptionen und Speicher

Der 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. Die jeweiligen qualitativen Ausprägungen dieser Flexibilitätsoptionen sind im Szenario A 2030 gering, in den Szenarien B 2030/2035 mittel und im Szenario C 2030 hoch.
Die Bundesnetzagentur begrüßt grundsätzlich die Aufnahme zusätzlicher Flexibilitätsoptionen in den Szenariorahmen, da eine steigende Tendenz des Bedarfs an Flexibilisierungsoptionen zu beobachten ist. So scheint eine angemessene Berücksichtigung von Flexibilisierungsoptionen, insbesondere neuer Flexibilisierungsoptionen wie dezentrale Speicher und Elektromobilität, im Szenariorahmen sinnvoll. Viele der im Rahmen der Konsultation und der „Workshops“ vom 02.02.2016 und vom 11.02.2016 geäußerten Stellungnahmen teilen diese Auffassung.
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Wobei die Auslegung der Begriffe „gering, mittel, hoch“ leider kaum über zwergenhafte Mutlosigkeit hinausgeht, während die alte Dinosauriertechnik noch immer als Schlüsseltechnologie gesehen wird. Was fehlt, ist wenigsten EIN Szenario ohne Dinosaurier.

3.4.3 Flexibilitätsoptionen und Speicher
Der 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. Die jeweiligen qualitativen Ausprägungen dieser Flexibilitätsoptionen sind im Szenario A 2030 gering, in den Szenarien B 2030/2035 mittel und im Szenario C 2030 hoch.
S. 88

Hier gilt eben gesagtes gleichermaßen. Es bedarf einer klaren politischen Beauftragung, das Ganze ernsthaft mit einzubeziehen. Andere Länder tun es schon. Hierzulande klammert man sich an das Bestehende. Aber: Wer stehen bleibt, wird überholt.

Die Bundesnetzagentur begrüßt grundsätzlich die Aufnahme zusätzlicher Flexibilitätsoptionen in den Szenariorahmen, da eine steigende Tendenz des Bedarfs an Flexibilisierungsoptionen zu beobachten ist. So scheint eine angemessene Berücksichtigung von Flexibilisierungsoptionen, insbesondere neuer Flexibilisierungsoptionen wie dezentrale Speicher und Elektromobilität, im Szenariorahmen sinnvoll. Viele der im Rahmen der Konsultation und der „Workshops“ vom 02.02.2016 und vom 11.02.2016 geäußerten Stellungnahmen teilen diese Auffassung.
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Ein Anfang ist besser als gar nichts.

Bei der Berücksichtigung des Lastmanagements neuer Stromanwendungen liegt der Fokus primär auf Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen. Elektromobilität kann im Rahmen des Lastmanagements berücksichtigt werden, da sich das Laden der Elektrofahrzeuge als zusätzliche Last darstellt. Entgegen dem Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber soll angenommen werden, dass die Verbreitung zunächst im urbanen Raum stattfindet. Es wird unterstellt, dass in städtischen Gebieten eine höhere Akzeptanz neuer Mobilitätskonzepte, zum Beispiel Car-Sharing, vorhanden ist. So geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass zunächst insbesondere junge Großstadtbewohner die Entwicklung der Elektromobilität vorantreiben werden.
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Wie die BNetzA zu der Annahme der vorrangigen Verbreitung im urbanen Raum kommt und wie sich der definiert ist ein Rätsel. Gerade der urbane Raum zeichnet sich durch eine zunehmende Demobilisierung seiner Bewohner bezüglich eigener PKW aus. Die vielversprechendste Zielgruppe sind auf dem Land wohnende Pendler.

Ferner wird angenommen, dass eine Wärmepumpe im Jahr durchschnittlich
10.000 kWh verbraucht.
S. 91

Das passt fast genau zum Wärmebedarf der modernen, in den letzten zehn Jahren gebauten und mit einer Wärmepumpe ausgestatteten Effizienzhäuser. Der dazu notwendige Stromverbrauch liegt bei Einsatz von Luft-Wasser-Wärmepumpen hier im Allgäu bei ca. 3.600 kWh für 150 m2 Häuser. 10.000 kWh entspricht einer Nachtspeicherheizung bei 120 m².

Gegenwärtig sind etwa 25.000 Elektrofahrzeuge im Bestand. Bezogen auf die zukünftige Entwicklung halten zahlreiche Konsultationsteilnehmer die im Entwurf des Szenariorahmens angenommene Anzahl an Elektrofahrzeugen für zu hoch. Gleichzeitig kritisieren viele Konsultationsteilnehmer, dass die angenommene Anzahl der zukünftig zugelassenen Elektrofahrzeuge nicht mit den im Regierungsprogramm Elektromobilität und dem „Nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität“ von der Bundesregierung festgelegten Zielen von mindestens 1 Millionen Elektrofahrzeuge im Jahr 2020 und mindestens 6 Millionen Elektrofahrzeugen im Jahr 2030 übereinstimmt. Die Bundesnetzagentur teilt diese Auffassung und hat die Stellungnahmen in der Genehmigung berücksichtigt. So werden für die Genehmigung in allen Szenarien geringere Werte als im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber angenommen. Im Innovationsszenario C 2030 wird eine Anzahl von 6 Millionen zugelassener Fahrzeuge auf Grundlage der Ziele der Bundesregierung für das Jahr 2030 angenommen. Zur Abschätzung des Jahresverbrauchs der Elektrofahrzeuge wird eine durchschnittliche jährliche Fahrleistung von 10.000 km je PKW bei einem durchschnittlichen Verbrauch von 25 kWh pro 100 km zu Grunde gelegt.
S. 91

Abgesehen vom viel zu hoch angesetzten Stromverbrauch normaler Elektro-PKW der Kompaktklasse sind alle zusammen gut beraten, sich genauer Zulassungszahlen zu enthalten. Die Anschaffung von Neuwagen ist ein hoch emotionales Thema, bei dem die Vernunft als allererstes auf der Strecke bleibt. Noch sind die Zulassungszahlen lächerlich. Aber nur hierzulande. Im Vergleich zum G20-Ausland ist die BRD alles andere als der Leitmarkt, den hiesige Politiker nicht müde werden vollmundig anzukündigen. Die ans Licht gekommen Skandale der letzten Jahre (Manipulation von Abgaswerte, Kartellabsprachen) bis hin zum jüngst ausgesprochenen Zulassungsverbot für das 3-Liter-Dieselmodell des Porsche Cayenne lassen zwar noch keine Wirkung erkennen, aber eben weil das Thema emotional ist, ist das Potential plötzlicher Veränderung umso größer.

Glauben hat hier allerdings nichts verloren. Vorstellungskraft auf Basis möglicher Zahlen jedoch schon. Die Zahl der Neuzulassungen liegt bei über 2 Mio. PPKW pro Jahr. Das bedeutet, dass bis 2030 locker 20 Mio. Elektrofahrzeuge zugelassen und unterwegs sein können.

Da wir es nicht wissen, sollten wir gerade bei der Planung der Verteilnetze in jedem Fall davon ausgehen, dass ein Gesamtbedarf von 80 Millionen einfachen Ladepunkten (1 bis 3 phasiger Wechselstrom mit 16 A) besteht und ein Netz von insgesamt 40.000 Schnelladepunkten entstehen wird. Dabei erlaube ich mir darauf hinzuweisen, dass es im Rahmen europäischer Vereinbarungen eine Zusage für die Errichtung von 150.000 solcher öffentlichen Ladepunkte durch die Bundesregierung gibt.

Nebenbei bemerkt sollte die Bundesregierung, besser noch die EU, einen dreiphasigen Wechselstromladestandard bei bis 32 A als Normalfall zur Zulassungsbedingung für neue Elektrofahrzeuge machen (Fahrzeugseitige Ausrüstung). Solche Fahrzeuge lassen sich dann auch mit 16 A oder 10 A laden.

3.4.5 Verbrauchsnahe Erzeugung
Sehr viele Konsultationsteilnehmer fordern, nur Szenarien zu untersuchen bei denen der Netzausbaubedarf minimiert werde. Strategieänderungen hin zur dezentralen Erzeugung sind für sie nicht ersichtlich. In diesem Zusammenhang wird insbesondere gefordert, den sog. „zellulären Ansatz des VDE“ zu berücksichtigen bzw. diesen umzusetzen, da dies nachhaltiger sei.

Auch wenn diese Teilnehmer durchaus Recht mit Ihrer Sicht haben, dass die Strategieänderung nicht ersichtlich ist, sollten die bestehenden Szenarien schon aus Vergleichsgründen beibehalten werden. Allerdings unterlegt mit rational von unabhängigen, freiwilligen Mitgestaltern nachgeprüften Fakten und voller Transparenz.
In der Sache ist dies nichts anderes als die erneute Forderung, gezielt in die Regionalisierung der Erneuerbaren Erzeugung einzugreifen. Denn dezentral ist nahezu jede Form der regenerativen Erzeugung (mit Ausnahme von Wind Offshore), da sie aus vielen in der Regel kleinen Einheiten besteht, die alle dezentral an den Verteilnetzen angeschlossen werden. Gemeint ist also 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.
S. 97

Stimmt. Mehr als zweifelhaft, denn im Gegenteil näher an der Sicherheit als an dieser Stelle massiv suggeriert wird. Allein diese Formulierung ist offenbar der Mottenkiste marktüblicher, politischer Beschwichtigungs- und Beschwörungsformeln entsprungen. Hat doch ausgerechnet das DOE in den USA erst in diesen Wochen eine Analyse veröffentlicht, wonach gerade die generativen, dezentralen Erzeuger die Netze stabilisieren und die Versorgungssicherheit erhöhen. Eine Feststellung, die hierzulande auch von jeglicher Parteilichkeit unverdächtigen Instituten wie den Fraunhofer-Gesellschaften bestätigt wird.
Hier ist harte Kritik von Nöten: Es ist nicht die Aufgabe der BNetzA Meinungen zu bilden, zu formen oder in großväterlichem Allwissenheitsstil derartige Behauptungen aus irgendwelchen Hüten zu zaubern und eine offene, sachgerechte, transparente und letztlich einer echten Demokratie entsprechende Erarbeitung durch Voreinschränkungen zu unterbinden. Genau hier schimmert eine Haltung durch, die so vielen jegliches Vertrauen in politisch gesteuerte Behörden und Institutionen raubt. Diesen gutsherrlichen Stil politischer Verfälschungsrhetorik wollen eben sehr viele nicht mittels Steuergeld auch noch bezahlen.
Vor dem Hintergrund der hohen Volatilität der Einspeisung aus Windenergie und Photovoltaik sowie bislang fehlender Speichertechnologien, die geeignet sind, erzeugte Strommengen am selben Standort zwischen zu speichern, ist die Versorgungssicherheit in den einzelnen Regionen selbst bei einer verbrauchsnahen Erzeugung aus Erneuerbaren Energien ohne Netzausbau nicht vollständig gewährleistet.
Diese Speichertechnologien sind verfügbar, nur noch nicht gebaut. Genau wie die Super-Strom-Autobahnen und andere Phantasiegebilde einer Politik die einfach nicht begreift, dass es kein automatisches öffentliches Interesse dafür gibt, in Superlativen zu denken, zu Planen und zu Handeln.

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.
S. 97

Das volkswirtschaftliche Optimum liegt in einer zuverlässigen Versorgung jedes Endverbrauchers mit Strom zu möglichst den realen Erzeugungsaufwänden gerechten Kosten. Ein BRD-oder Europaweiter Energiemarkt interessiert nur die, die daran verdienen.- Der ist genauso sinnvoll und optimal wie ein europaweiter Markt für Leitungswasser. Unternehmen dürfen den Strom gern über weite Räume transportieren. Wenn sie die Kosten dafür nicht über Netzentgelte auf alle umlegen und dabei noch Traumrenditen erzielen, sondern wenn jeder einzelne Endverbraucher sich seine Sicherheits-, Versorgungs- und Flexibilisierungsoption zu gleichen Bedingungen verschaffen kann. Dazu gehört, dass auch Unternehmen aufwandsgerecht für ihren Stromverbrauch bezahlen – europaweit – und keine Privilegien mehr genießen.

Eine realitätsgerechte Bepreisung von Energie erfordert natürlich auch Einkommensausgleich bei allen einkommensabhängigen Menschen. Insgesamt würde damit den Posten „Energie“ und „Arbeit“ weltweit ein größerer Wert gemessen an allen anderen Bestandteilen des volkswirtschaftlichen Warenkorbs zugewiesen. Weshalb wir nun verstehen, warum es immer auf die Arbeit ankommt, nicht auf die Leistung. Egal ob in der Technik, oder im Wirtschaftsleben. Tausend PS unter der Haube nutzen im Stau genau so viel wie 50 PS. Leistung ist schlicht nichts wert, ohne ihre Nutzung. Weshalb ein Diplom als Leistungsnachweis ebenfalls nichts wet ist, wenn der Inhaber nachher mit dem angeblich vorhandenen Wissen nichts anzufangen weiß, weil er sich auf seine Glaubenssätze, Stimmungen, Meinungen und Vorlieben stützt.

Untersucht wird somit ein sogenannter „Grüne-Wiese-Ansatz“, bei dem das bereits in Deutschland bestehende Energiesystem ignoriert wird. Dies ist in einer wissenschaftlichen Studie zwar durchaus zulässig, jedoch für die Prognose der wahrscheinlich eintretenden Entwicklungen, wie sie im Szenariorahmen vorgenommen werden, nur von bedingter Aussagekraft. Auch fachfremden Lesern sollte bereits die Zielstellung verdeutlichen, dass mit der Studie keine konkreten Lösungsvorschläge erarbeitet werden, sondern allenfalls Freiräume für neue Konzepte in der Energieversorgung entstehen sollen.
S. 98

Angesichts der nach wie vor auf Grundlage des §12f vorherrschenden Geheimniskrämerei betreffend die Veröffentlichung von Netzdaten wirkt diese Forderung nach Transparenz für fachfremde Leser leider ziemlich absurd. Vor allem wo die bisherige Schrift der BNetzA von Bestätigungen weitgehend bestehender Unsicherheiten, Unwissenheit, vager Ahnungen und im Ergebnis der Unmöglichkeit, die Szenariorahmen tatsächlich als solide Grundlage zu betrachten nur so strotzt. In den vorherigen Zitaten habe ich etliche solche Stellen herausgehoben.

Ein konsequent dezentraler Ansatz, der reale Erfassung der Lasten, Leistungen und vor allem der Energie durch konkrete Messung erfordert, ist bei Leibe kein „grüner Wiese“-Ansatz.

Die erforderliche installierte Leistung an Erneuerbaren Energien zur Deckung wird mit 276 bis 516 GW (!) beziffert. Diese auf den ersten Blick extrem wirkenden Werte erscheinen nur dann plausibel, wenn von einer 100% Erzeugung Erneuerbarer Energien ausgegangen wird. Dabei würde die EEG-Umlage nach konservativen Schätzungen der Bundesnetzagentur bei einer installierten Kapazität von 276 GW auf 14ct/kWh bzw. von 516 GW auf 26ct/kWh steigen.
S. 98

Was für eine absurde Methode, was für ein Unsinn: Einen Kostenfaktor, der intern im Segment nur zu Verschiebungen der beteiligten Kassen und Konten führt, aber keine tatsächlichen Kosten auslöst, als Angst erzeugendes Argument heranzuziehen. Vor allem wo das EEG bei z. B. 52 GW PV endet. Danach gibt es nichts mehr und es steigt auch keine EEG-Umlage mehr. Im Gegenteil. Die EEG-Umlage wird bei einem derart starken Zubau nur noch sinken, da alte Anlagen auslaufen und ab Erreichen bestimmter Zubauzahlen keine neuen hinzukommen, die Kosten verursachen.

Es ist bereits absehbar, dass die Kosten der Nutzung generativer Erzeuger auch im Kleinbereich nahezu gleichauf mit dem Kauf von Netzstrom liegen. Noch drei, vier Cent mehr, die via Netzentgeltangleichung bevorstehen, und noch ein paar anstehende Preissteigerungen, dann beginnt auf breiter Front ein neuer Zubau ohne EEG.

Diese Passage der BNetzA ist pure Angstmacherei und Manipulation. Der Autor dieser Passage gehört wegen Falschbehauptungen entlassen. Reden wir lieber über Netzentgelte in Höhe von 14 ct / kWh. Im Übrigen gehört das EEG eigentlich bereits jetzt abgeschafft, schon allein, weil immer mehr Fremdleistungen aus den Einnahmen bestritten werden.

Am Ende des Zubaus, bei der Sättigung des Marktes, werden sogar allein ca. 1.350 GW PV-Leistung stehen. Davon kann man durchaus ausgehen und sollte sich besser über das daher prognostizierbare Inlandswachstums freuen.
Es wird der Zeitpunkt kommen, das PV Windkraft verdrängt, schlicht, weil sie wirtschaftlicher betrieben werden kann.

Festzuhalten ist letztlich, dass die Studie aus Sicht der Bundesnetzagentur zwar wissenschaftlich interessant und in großen Teilen fachlich nachvollziehbar ist. Ziel der Studie ist es aber nach dem Verständnis der Bundesnetzagentur, Denkanstöße zu setzen und lediglich ein „was wäre wenn“ zu postulieren (deswegen auch der beschriebene „Grüne-Wiese Ansatz“). Ein direkter Einfluss der Studie auf die kurz-bis mittelfristige Entwicklungen der Energiewirtschaft in Deutschland ist nicht erkennbar, weswegen sie für die Erstellung des Szenariorahmens 2017-2030 und des Netzentwicklungsplans 2017-2030 keine Bedeutung hat.
S. 99

Studien müssen keinen direkten Einfluss haben. Ihr Sinn ist es, Denkanstöße zu setzen und die Vorstellungskraft zu beflügeln. Eben nur bei Leuten die über eine solche verfügen. Statt Sandkastenspiele zu spielen und Zinnsoldatenschlachten zu schlagen.

In einem zweiten Schritt müsste zudem die Frage nach der politischen Steuerung des Zubaus der Erzeugungseinheiten geklärt werden. In einem dritten Schritt wäre zu erklären, wie man sich die Finanzierung von 276-516 GW installierter Kapazitäten Erneuerbarer Energien vorstellen soll. Dabei würden die Kosten nach konservativen Schätzungen der Bundesnetzagentur bei einer installierten Kapazität von 276 GW jährlich 55 Milliarden Euro bzw. von 516 GW jährlich 103 Milliarden Euro betragen. Die Bundesnetzagentur kann sich ein solches Vorgehen derzeit nicht vorstellen.
S. 100

Wie bereits angedeutet ist Vorstellungskraft weder eine satzungsgemäße Eigenschaft der BNetzA noch im Jobprofil der Mitarbeiter verankert. Sich das vorzustellen, ist auch nicht die Aufgabe der BNetzA. Das ist Aufgabe kreativer, alternativer Denker und Unternehmer, die man durch die in einem Interessen-, Argumentations- und Zielsetzungskreis gefangenen, redundanten Aufgabenträger Gesetzgeber, BNetzA und ÜBN von jeglicher kreativen und zukunftsweisenden Mitwirkung effektiv ausschließt.

Es wird Zeit diesen Kreislauf eines informellen Meinungs- und Interessenkartells aufzubrechen. Damit klar wird, dass es keiner politischen Steuerung des Zubaus bedarf.

Im Gegenteil ist eine grundlegende politische Klärung erforderlich, die hinterfragt, ob die BNetzA und die beauftragten ÜNB die geeigneten Akteure für die Bewältigung der Aufgabe und die Gestaltung der Energieversorgung sind und vor allem, ob aus rein logischen Erwägungen heraus überhaupt ein „weiter so“ mit einer zentralisierten Kontroll- und Manipulationsstruktur und wenigen, politisch extrem wirkmächtigen Akteuren weiterhin tragbar ist.

Im Ergebnis kann dies alles dahinstehen, denn die Frage ist durch den Gesetzgeber im aktuellen Entwurf des EEG 2016 entschieden worden. Diesem war die politische Diskussion um eine verbrauchsnähere dezentrale Erzeugung wohl bekannt. Der Gesetzgeber hat sich diesen Ansatz trotzdem nicht zu Eigen gemacht. Er hat bisher auf jegliche Förderung verbrauchsnaher erneuerbarer Erzeugung verzichtet. Im neuen EEG 2016 wurde lediglich eine Steuerung durch die Einführung einer Netzausbauregion aufgegriffen. Allokationssignale zur Ansiedlung erneuerbarer Erzeugung an Orten hohen Verbrauchs finden sich im EEG 2016 nicht. Dies hat die Bundesnetzagentur zu respektieren.
S. 100

Eben. Im Ergebnis kann dies alles dahinstehen. Dieser Absatz bestätigt meine Beurteilung der Lage: Der Ball liegt direkt beim Gesetzgeber, was bedeutet bei den für die Aufstellung der Kandidaten relevanten Führungseliten der politischen Parteien und damit indirekt beim Wähler. Der aktuelle Trend der zur Bundestagswahl angesprochenen Themen klammert den Energie- und damit klimapolitischen Bereich einmal mehr weitgehend aus. Es gilt das „Wir-kümmern-uns-darum-Sedativum“. Selbst den GRÜNEN als einziger für das Thema derzeit möglicherweise wirkungsmächtiger Partei gelingt es nicht, dieses politisch Feld Ertrag bringend zu besetzen und die Diskussion auch nur im öffentlichen Leben zu halten. Schlecht, weil sich die GRÜNEN leider in weiten Teilen in eine gesellschaftspolitisch-ideologische Wiederholung längst geschlagener Schlachten der Vergangenheit hineinziehen lassen, die keinerlei positive Ergebnisse oder Verbesserungenmit sich bringen.

Dabei wäre es für jede vernunftbasiert in der Thematik Energie und Klimapolitik engagierte Partei, die über einen medialen Resonanzboden verfügt, ein leichtes, überzeugende Argumente für Nicht-Parteigänger zu liefern, statt nur all diejenigen weiter emotional zu befeuern, die ohnehin Fans oder treue Parteigänger sind.

Leider konnte bisher auch keine andere Partei dieses Feld effektiv besetzen. Stattdessen springen alle Neugründungen auf die gleichen Pferde und Kamele, auf denen sie gegen die bisherigen Dinosaurierpfleger stets den Kürzeren ziehen.

Die Bundesnetzagentur versteht unter dem Nettostromverbrauch die von den Verbrauchern in Deutschland genutzte elektrische Arbeit inklusive der durch den Transport bedingten Netzverluste im Verteilnetz.
S. 101

Als technisch verständiger Mensch sehe ich hier einen klaren Fehler. Faktisch verschiebt das den Verlust in einen Bereich, in dem er fast nicht zu bestimmen ist. Ist das etwa Absicht, um die tatsächliche Effizienz (oder auch Ineffizienz) des Netzes als Gesamtkonstrukt zu verschleiern? Kein durchschnittlicher Bürger, der als Angestellter arbeiten geht würde mehr Geld als regelmäßig seitens des Arbeitgebers auf seinem Konto ankommt, als Netto betrachten.

Nettostromverbrauch und Bruttostromverbrauch sollten durch Vergleich der tatsächlichen Messungen bei den Erzeugern und den Verbrauchern (inklusive gemessenem Import und Export) ermittelt werden.

Jahreshöchstlast

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. 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. 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.
S. 106

Zähler für RLM-Messung auch für den Haushaltsbereich gibt es seit über zehn Jahren zu erschwinglichen Preisen (ca. 180 € / 8 Jahre / 96 Monate = ca. 20 € / Monat). Diese Zähler sind mit Ethernet-Buchse und IP-Adresse verfügbar, lassen sich über den hauseigenen Router verschlüsseln und anonymisieren und können die Messwerte in beliebigen Formaten übertragen.

Was hindert die Endverbraucher und Elektriker also daran, diese Zähler einzubauen? Richtig! Die Verteilnetzbetreiber behalten sich nach wie vor das Recht vor, jedem Hersteller eine eigene Zulassung zu erteilen – oder auch nicht. Je nach interner Konstellation. Auf diesem Weg, so lange das so bleibt, nützen Liberalisierung und Unbundling des Strommarkts rein gar nichts. Dieses technische Vorbehaltsrecht geht so weit, dass sogar der Messdienstleister, den sich ein Anschlussinhaber selbst auswählt, an die Bestimmung des Netzbetreibers zwingend gebunden ist. Damit ist die vermeintliche Wahlmöglichkeit des Messdienstleisters ein Muster ohne Wert, eine reine Farce.

Die Macht, nahezu alles zu kontrollieren und entsprechend über garantierte Gebühren neue, politisch abgesicherte Geschäftsmodelle mit weitgehend alleiniger Preisgestaltung aufzubauen, liegt damit wieder in den Händen von ein paar großen Konzernen = Stakeholdern. Über die massive Einflussnahme auf die Entwicklung so genannter Smart Meter – die im Grunde niemand braucht, weil sie insgesamt keinen Vorteil bieten – erfolgt momentan eine schleichende Re-Monopolisierung zu Gunsten technisch-politisch organisierter, informeller Kartelle. Denn was anderes ist die Übertragung der Aufgabe einen Szenario-Rahmen zu erstellen an gerade mal vier dominierende Übertragungsnetzbetreiber, als ein legales Kartell? Alle dort tätigen Akteure stammen aus denselben beruflichen Kreisen, haben bei den gleichen großen Energieversorgern irgendwann eine Zeit lang gearbeitet und Denken gleich. Man kennt sich und widerspricht sich nicht. Diese Struktur gleicht dem internen Meinungskartell politischer Parteien, deren Akteure einfach viel zu lange auf ihren Posten sitzen, viel zu lange Mandate haben und die mittlerweile sogar ihre Funktionen mehr oder weniger direkt vererben. Das dynastische Prinzip des Feudalismus kehrt zurück.

Es ist höchste Zeit, ein europaweit einheitliches Zulassungsverfahren für Stromzähler aufzustellen und dem Inhaber des Anschlusses (der, der die Rechnung bezahlt) die freie Wahl zu lassen, welchen Zähler er von wem einbauen lässt. Mit dieser klaren Wahlfreiheit erledigt sich auch das heimliche Thema Datenschutz, da der Anschlussinhaber jederzeit selbst bestimmen kann, welche Daten er wie übermittelt. Seine Pflicht besteht dann nur darin, abgerufene und eigespeiste Leistung simultan zu erfassen und zu ermitteln und dazu regelmäßig die verschobene Energie. Aber nicht, für welchen Zweck und – durch galvanische Netztrennung via Speicher – ohne Übermittlung elektronischer Signaturen verwendeter Geräte.

Es ist grundsätzlich nicht hinnehmbar, dass Anschlussinhaber gezwungen werden können, genau einen bestimmten Zähler verwenden zu müssen, den der bestimmt, der die Leistung bereitstellt. Das ist in etwa so, als würde der Automobilhersteller bestimmen, an welcher Tankstelle der Käufer tanken muss. Oder als ob der Backofenhersteller bestimmt, von welchem Hersteller die Fertigpizza zu kommen hat.

Es ist Zeit diese kartellgleichen Vorbehaltsstrukturen endgültig aufzubrechen. Wer von Wettbewerb schwadroniert, muss ihn auch ermöglichen. Demokratie besteht vor allem in dezentral verteilter Macht.

Die Bundesnetzagentur erachtet die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene neue Methodik zur Ermittlung der Jahreshöchstlast für angemessen. Weiterhin schließt sich die Bundesnetzagentur den Ausführungen aus dem Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber an, dass der Einfluss der neuen Stromanwendungen, wie Elektromobilität, Wärmepumpen und Power-to-Gas erstmalig über den Stromverbrauch und die Jahreshöchstlast abgebildet werden muss. Das klassische Lastmanagement mit seinen Fähigkeiten zur Lastreduktion-und Verschiebung fließt ebenfalls in die Netzplanung ein. Allerdings im Rahmen der Marktsimulation als modellendogener Parameter (vgl. Kapitel II B 3.4.3).
S. 110

Den bisher beschriebenen und aufgedeckten Unschärfen, Unsicherheiten, vagen Annahmen, willkürlichen Standardisierungen und glatten Fehlinformationen gemäß, ist in Wahrheit der Gesetzgeber gefordert, der BNetzA so viel an Transparenz, Offenheit und Flexibilität aufzuerlegen, dass alternative Methoden, Strukturen und Technologien zumindest gleichberechtigt in die Analysen und Modellierungen einbezogen werden.

Wissenschaft kann es sich auch nicht leisten, auf reale Messungen zu verzichten, wenn sie ernst genommen werden will. Für großflächigen Planungsvorhaben gilt diese einfache Wahrheit erst Recht. Sicher trifft es zu, dass umfassende Messungen derzeit nicht möglich sind. Der Grund liegt allerdings absolut nicht darin, dass der dafür notwendige Aufwand nicht darstellbar wäre. Im Gegenteil. Die Implementierung der notwendigen Technologie ist geradezu trivial.

Der Grund dafür liegt darin, dass es seitens der BNetzA und der vorherrschenden politischen Akteure offenbar sowohl an der Vorstellungskraft, der Phantasie und dem Willen mangelt, konsequent für die Implementierung zu sorgen und die Nettodaten zu verknüpfen.

Dabei ist es wie bei jedem nichtstaatlichen Energiemanagement-Projekt: Erst die umfassende Erfassung der Daten ermöglicht eine vernünftige Planung, Identifizierung von Kappungspotenzialen und Lastverschiebungsmöglichkeiten und letztlich zu höherer Effizienz.

Es wird angenommen, dass die Steuerung der nicht ausgeschriebenen PV-Mengen (Anlagen ≤ 750 kW) über den „atmenden Deckel“ nicht zu einer signifikanten Steigerung der jährlich installierten Leistung führen wird.
S. 122

Das trifft in der Realität ja auch zu, Damit bestätigt die BNetzA im Grunde, dass der Ausbau an generativer Leistung faktisch ausgebremst wurde. In der Realität erkennen wir ja auch seit drei Jahren einen unter den Zielen liegenden Zubau. Es wird Zeit, das EEG wieder zu korrigieren und auf Basis internationaler Vereinbarungen eine effektive CO2-Bepreisung einzuführen. Damit kann die Bundesregierung gar nicht früh genug beginnen.

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario A 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber
– konventionelle Energieträger
• Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 11,3 GW auf 11,5 GW
• Senkung der installierten Leistung Steinkohle von 23,2 GW auf 21,7 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 29,4 GW auf 30,5 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Öl
• Erhöhung der installierten Leistung Pumpspeicher von 10,6 GW auf 11,9 GW
• Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,8 GW auf 1,8 GW

S. 125

4.3.5 Szenario B 2030
4.3.5.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung
Im Hinblick auf das Szenario B 2030 werden die von den Übertragungsnetzbetreibern beantragten jährlichen Zubauraten von der Bundesnetzagentur modifiziert bestätigt.
Die Annahmen zur installierten regenerativen Erzeugungsleistung sind in Szenario B 2030 im Vergleich zu Szenario A 2030, das eine zurückhaltende Einschätzung der Entwicklung der Erneuerbaren Energien beinhaltet, ambitionierter. Im Gesamtbild der Szenarien zeigt Szenario B 2030 eine mittlere Geschwindigkeit beim Ausbau der Erneuerbaren Energien.
S.127

In den letzten Jahren war der Zubau von PV-Anlagen trotz dieses atmenden Deckels zu gering. Daher soll dieser Mechanismus mit der Novellierung des EEG 2016 verbessert werden und schneller reagieren, wenn der jährliche Bruttozubau den Wert von 2,5 GW unterschreitet.
S. 128

Ist leider noch nicht geschehen.

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2030 zum Entwurf der
Übertragungsnetzbetreiber – Erneuerbare Energieträger
• Senkung der installierten Leistung Wind Onshore von 73,8 GW auf 58,5 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Wind Offshore
• Erhöhung der installierten Leistung Photovoltaik von 56,3 GW auf 66,3 GW
• Senkung der installierten Leistung Biomasse von 7,4 GW auf 6,2 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Wasserkraft von 4,3 GW auf 5,6 GW
• Erhöhung der installierten Leistung sonstiger regenerativer Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

S. 129

Für das Szenario B 2030 wird die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der meisten Energieträger um fünf Jahre verkürzt. Braun-und Steinkohlekraftwerke werden mit einer technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer von 45 Jahren angenommen. Erdgas, Mineralöl und Kraftwerke der Kategorie „Sonstige“ werden mit 40 Jahren technisch-wirtschaftlicher Betriebsdauer angenommen.

S. 129

Die Verkürzung der Betriebsdauer der konventionellen Kraftwerke entsteht aufgrund angenommener erschwerter wirtschaftlicher Bedingungen. Der stärkere Ausbau der Erneuerbaren Energien erhöht den Preisdruck auf die konventionellen Kraftwerke, wodurch die Wirtschaftlichkeit schon vor dem Erreichen der technischen Betriebsdauer nicht mehr gegeben sein kann.

Ein mögliches Entwicklungsszenario unter der Bedingung einer sich jährlich um 1,2 ct / 100 g steigernden CO2-Bepreisung mit einem Anfangswert 1,2 ct/100 g (CO2-Faktor von 100 g jedes Energieträgers bezogen auf jede kWh mal 1,2 ct. Beispiel Erdgas = 220 g / kWh) = CO2-Faktor 2,2 * PE-Faktor) gehört in jedem Fall in eine umfassende Betrachtung.

Führen wir uns doch vor Augen, dass all diese Szenariorahmen nichts als mehr oder weniger wahrscheinliche Simulationen sind, die auf sehr wenig empirischen Fakten (Messungen), einer Vielzahl willkürlich herausgegriffener Momentaufnahmen, unzählighen Annahmen bezüglich der konstituierenden Entwicklungen, überwiegend spekulativen Hochrechnungen und der Einflussnahme massiver Bestandserhaltungsinteressen von Stakeholdern beruhen, deren Einflussmöglichkeit durch politische Festlegung und redundante Wirkung innerhalb der vom Gesetzgeber beauftragten Struktur gegenüber den Betroffenen (Träger von Interessen, die von der Mitbestimmung ferngehalten werden, bzw. denen die Mitwirkung politisch aus der Hand genommen wurde), unermesslich groß ist.

Das „nationale“ Projekt „Energiewende“ hat das Pech, durch wesentlich aufregendere Themen und deren medial in Szene gesetzte vermeintlich größere Bedeutung an den Rand gedrängt worden zu sein. Dabei hieß es einst vollmundig aus den Mündern unserer Standard-Politgrößen: Wenn jemand das schafft, dann „Wir Deutsche“.

Zusätzlich profitieren die Stakeholder der Dinosaurier-Interessen unvermindert von der immer noch hochwirksamen staatlichen (durch den Steuerzahler gedeckten) Subventionierung dieser schleichenden Vergiftung. Dieses politische Konstrukt bildet ein Amalgam, welches auf mittlere Sicht wesentlich gefährlich er ist als alle derzeitigen emotionalen Befindlichkeiten die sich im Grunde auf unter dem Strich nutzlose Gegebenheiten beziehen. Der viele Lärm um fast nichts hat leider unangemessen große Bühnen.

Die bereits gegenwärtig erschwerte wirtschaftliche Situation wird auch durch die berücksichtigten Stilllegungen von Kraftwerken belegt. Angesichts der gesteigerten politischen Anstrengungen, die gesetzten Klimaziele auch tatsächlich zu erreichen, ist nicht davon auszugehen, dass sich die Situation für die betroffenen Kraftwerke entspannen wird. Im Gegenteil, es dürften typischerweise die älteren Kraftwerke mit einem in der Regel niedrigeren Wirkungsgrad und entsprechend höheren CO2-Emissionen bei gleichzeitig vergleichsweise schlechter Kosteneffizienz sein, die unter zusätzlichen Druck geraten.

S. 130

So gut wie jedes Gewerbe und jede Industrie hat im Lauf der Jahrhunderte eine erschwerte wirtschaftliche Situation durchmachen müssen. Bei der nahezu vollständigen Mehrheit der betroffenen Segmente mündete dies in deren Verschwinden, in der Aufgabe der Technologie, im Ersatz durch Besseres.

Das ist keine Katastrophe, sondern vollkommen normal. Wenn es im Grunde bereits jetzt schon vollkommen klar ist, dass wir bestimmte Technologien sowieso aufgeben müssen, dann ist es nur vernünftig und konsequent diese Realität gezielt zu begleiten und zu gestalten, statt auf jede erdenkliche Art der Dinosaurier Lebensdauer künstlich zu verlängern. Vor allem, wenn betreffend die negativen Wirkungen der alten Technologie weitgehend Konsens herrscht. Selbst wenn dieser Konsens wissenschaftlich gesehen lediglich auf qualitativ beschriebenen und statistisch untermauerten Zusammenhängen beruht.

Kommt dazu noch die klare Erkenntnis, dass die neue Technologie auch ökonomisch der alten überlegen ist und die alte eigentlich nur noch auf Basis einstiger und bis heute fortdauernder Subventionen ihre Dominanz erhalten kann, dann würde es bei einem vernünftig und unternehmerisch handelnden Gemeinwesen keine weitere Verzögerung mehr geben. Schon allein, um zu verhindern, dass man von anderen Gemeinwesen überholt und letztlich im „Wettbewerb“ geschlagen wird.

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – konventionelle Energieträger
• Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 9,4 GW auf 9,5 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Steinkohle von 14,7 GW auf 14,8 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 29,1 GW auf 37,8 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Öl
• Keine Änderung der installierten Leistung Pumpspeicher
• Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,7 GW auf 1,8 GW

S. 131

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2035 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – Erneuerbare Energieträger
• Senkung der installierten Leistung Wind Onshore von 85,0 GW auf 61,6 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Wind Offshore
• Erhöhung der installierten Leistung Photovoltaik von 58,8, GW auf 75,3 GW
• Senkung der installierten Leistung Biomasse von 7,7 GW auf 6,0 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Wasserkraft von 4,3 GW auf 5,6 GW
• Erhöhung der installierten Leistung sonstiger regenerativer Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

S. 135

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2035 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber
– konventionelle Energieträger
• Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 9,2 GW auf 9,3 GW
• Senkung der installierten Leistung Steinkohle von 11,0 GW auf 10,8 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 32,9 GW auf 41,5 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Öl
• Senkung der installierten Leistung Pumpspeicher von 14,6 GW auf 13,0 GW
• Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,7 GW auf 1,8 GW

S. 137

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario C 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber
– Erneuerbare Energieträger
• Senkung der installierten Leistung Wind Onshore von 77,8 GW auf 62,1 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung Wind Offshore
• Erhöhung der installierten Leistung Photovoltaik von 65,9 GW auf 76,8 GW
• Senkung der installierten Leistung Biomasse von 8,3 GW auf 7,0 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Wasserkraft von 4,3 GW auf 6,2 GW
• Erhöhung der installierten Leistung sonstiger regenerativer Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

S. 141

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario C 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber
– konventionelle Energieträger
• Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 9,2 GW auf 9,3 GW
• Senkung der installierten Leistung Steinkohle von 11,0 GW auf 10,8 GW
• Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 29,1 GW auf 37,8 GW
• Keine Änderung der installierten Leistung von Öl
• Keine Änderung der installierten Leistung von Pumpspeicher
• Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,7 GW auf 1,8 GW

S.143

5. Mittel-und langfristige energiepolitische Ziele der Bundesregierung
• Die genehmigten Szenarien erfüllen – soweit eine Aussage hierzu methodisch bereits möglich ist – zum größten Teil die mittel-und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung.
• Die mittel-und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung werden im Wesentlichen durch das Energiekonzept der Bundesregierung vom 28.09.2010 definiert. Ergänzt werden diese Ziele durch das sog. Energiepaket der Bundesregierung vom 06.06.2011 und gesetzlich verankerte Ziele. Darüber hinaus wurden diese Ziele im Aktionsprogramm Klimaschutz am 03.12.2014 seitens der Bundesregierung nochmals bekräftigt und im EEG 2014 für den Bereich Wind Offshore modifiziert. Im am 01.01.2016 in Kraft getreten KWKG wurden die neuen KWK-Ziele der Bundesregierung festgelegt.
• Es handelt sich um folgende energiepolitische Ziele, die im Rahmen der Genehmigung des Szenariorahmens berücksichtigt werden:
• Reduktion der Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 bis 2020 um 40 %, bis 2030 um 55 %, bis 2040 um 70 % und bis 2050 um 80 bis 95 %
• Erhöhung des Anteils des aus Erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch bis 2025 auf 40 bis 45 %, bis 2035 auf 55 bis 60 % und bis 2050 auf mindestens 80 %
• Senkung des Primärenergieverbrauchs gegenüber 2008 bis 2020 um 20 % und bis 2050 um 50 %
• Steigerung der Offshore-Windleistung auf 15 GW im Jahr 2030
• Erhöhung der Strommenge aus Kraft-Wärme-Kopplung auf 120 TWh bis 2025
• Minderung des Stromverbrauchs gegenüber 2008 bis 2020 um 10 % und bis 2050 um 25 %
• Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie bis 2022

Ohne die Ergebnisse der Marktsimulation und der Netzberechnung zu kennen, die auf der Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 beruhen, kann eine erste Einschätzung getroffen werden, welche Szenarien die angeführten energiepolitischen Ziele der Bundesregierung erreichen.

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5.1 Einhaltung der CO2-Ziele
Auf Grund der CO2-Emissionsgrenze, die in den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 als Nebenbestimmung eingeführt wird, ist sicher davon auszugehen, dass die genannten Szenarien die Emissionsgrenzen einhalten werden. Das Szenario A 2030 hingegen stellt eine Ausnahme dar. Es unterliegt keiner solchen CO2-Restriktion im Marktmodell und verfügt über den größten konventionellen Kraftwerkspark mit einem vergleichsweise hohen Anteil an CO2-intensiven Braunkohlekraftwerken. Weiterhin wird ein Ausbau der Erneuerbaren Energien am unteren Rand des EE-Ausbaukorridors unterstellt. Daher besteht in Szenario A 2030 eine nicht geringe Wahrscheinlichkeit, dass die von der Bundesregierung definierte Reduktion der Treibhausgase nicht vollständig erreicht wird. Dies erscheint sinnvoll, da trotz aller Bemühungen derzeit nicht ausgeschlossen werden kann, dass die Klimaschutzziele in einem konservativen Szenario auch aus konjunkturellen Gründen nicht in vollem Umfang erreicht werden.

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„Davon ausgehen, dass…“, reicht nachweislich nicht, da mittlerweile bekannt ist, dass die BRD diese Ziele verfehlen wird. Die Bandbreite der durch die Szenarien abgedeckten möglichen Entwicklungen ist viel zu eng, um das Ziel sicherzustellen. Vor allem, wenn man all die aus dem Text der BNetzA zitieren Unwägbarkeiten berücksichtigt.

Nötig ist ein neues Paradigma:

– 100% rein generative Energiebereitstellung
– Abbau und Stilllegung aller degenerativen Kapazitäten so schnell wie wirtschaftlich, technisch umsetzbar
– Emissionsabhängige Preiskomponente für alle eingesetzten Energieträger und importierten Produkte
– Soziale Komponente: Erhöhung der Grundsicherung und Minimalversorgung für alle Personen mit geringem Einkommen zu Kompensation der tatsächlichen Mehrbelastung (höhere Sätze ALG II, Grundrente, Grundsicherung, etc.)

Volllastbetriebsstunden [h/a]
Wind Onshore installiert vor dem 31.12.2015 1.700
Wind Onshore installiert nach dem 31.12.2015 2.300
Wind Offshore 4.300
Photovoltaik installiert vor dem 31.12.2015 920
Photovoltaik installiert nach dem 31.12.2015 950
Photovoltaik >750 kW installiert nach dem 31.12.2015 1.000
Biomasse vor dem 31.12.2015 6.200
Biomasse nach dem 31.12.2015 5.000
Wasserkraft 4.000
sonstige regenerative Erzeugung 3.460

Tabelle 29: Volllastbetriebsstunden der Erneuerbaren Erzeugungsanlagen

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Bedeutet bei Vollversorgung mit PV und schlecht geschätzten 900 Volllaststunden, 670 GW PV-Leistung wären nötig.

5.3 Einhaltung der weiteren Ziele
Für das Erreichen des Ziels der Senkung des Primärenergieverbrauchs kann ohne das Ergebnis der Marktsimulation keine abschließende Aussage gemacht werden. Auf Grund der Erfahrungen aus den letzten Netzentwicklungsplänen kann die Bundesnetzagentur für die meisten Szenarien eine optimistische Einschätzung abgeben. Es ist wahrscheinlich, dass das von der Bundesregierung formulierte Ziel zur Senkung des Primärenergieverbrauchs in keinem Szenario eindeutig verfehlt wird.

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Vorweg wäre es schön, wenn auch die BNetzA die Diktion irgendeines Energieverbrauchs sachgerechter Weise aufgibt. Die Energie ist ja nicht weg, nur weil sie genutzt wurde.
Gleichzeitig sollte auch klargemacht werden, dass der Primärenergiebedarf ebenfalls nur ein künstlicher Veranschaulichungsmaßstab ist, der den realen, technischen Energiebedarf verzerrt abbildet, indem er zusätzliche Aufwendungen pauschal (Transport, Lagerung) einpreist, nicht aber die Emissionsintensität anschaulich abbildet. Darauf aber sollte man nicht verzichten, wenn man schon unterschiedliche Systeme in Bezug auf Effizienz, Aufwandsintensität und Emissionsintensität vernünftig vergleichen will.

Beispiel: Ein Neubau aus dem Jahr 2010 hat einen Wärmeenergiebedarf von 18.000 kWh inklusive Warmwasser. Die Putzfläche (beheizte Nutzfläche) liegt bei 285 m².

Damals wurde das Haus nach EnEV gebaut und erfüllt die festgelegten Grenzwerte für die thermische Qualität der Hüllfläche und den kontrollierten Luftwechsel mit Wärmerückgewinnung.

Das Haus wurde mit einer Grundwasser-Wärmepumpe ausgestattet und verfügt über eine sehr große PV-Anlage mit 40 KW Leistung auf seinem Pultdach. Die PV-Anlage produziert 40.000 kWh pro Jahr. Damit werden 60 % des Strombedarfs direkt für Haushaltsstrom und Wärmepumpe erzeugt. Dieser liegt bei 4.000 kWh Haushaltsstrom, 1.000 kWh Warmwasserbereitung und 3.600 kWh Wärmepumpenstrom, in Summe 8.600 kWh. 60% Direktverbrauch, was mit einer Wärmepumpe und einem Puffer kein Problem ist. Blieben bisher also 3.440 kWh Zukauf auf der Stromrechnung.

Damit lag der Primärenergiebedarf bei 3.440 kWh mal PE-Faktor für Netzstrom. Bis dato 2,6 = 8.944 kWh Primärenergiebedarf.

Nun bauen sich die Eigentümer einen 16 kWh großen Akkuspeicher in den Keller, der im Jahr weitere 4.000 kWh Strom verschieben kann. Am Tag also bis zu 16 kWh. Da die WP in der PV-schwächsten Zeit immer noch 20% des Standardwerts produziert, liefert Sie auch dann noch ca. 12 kWh pro Tag. Die Wärmepumpe hat 3 KW Stromaufnahme unter Volllast und bedingt durch die in der PV-Schwächsten Zeit immer noch relativ hohen Außentemperaturen gerade mal 3 Stunden Laufzeit, braucht also 10 kWh am Tag.

Zusätzlich haben die Eigentümer ein rein elektrisches Zweitfahrzeug, welches bidirektional laden und einspeisen kann und weitere 30 kWh Kapazität hat. Jeweils ein Partner ist stets im Home-Office. Sie schaffen es damit tatsächliche Null kWh im Jahr zukaufen zu müssen. Damit haben sie real einen 100% Grad an generativer Energiebereitstellung für Ihr Haus, inklusive Haushaltsstrom und einen Primärenergiebedarf von Null kWh. In einem Haus mit U-Werten, deren Anforderung an die Grenzwerte mittlerweile doppelt so hoch ist. Im nächsten Jahr kommt sogar noch eine Elektrolyseanlage und eine Brennstoffzelle hinzu, um den letzten Rest Unsicherheit bei der Eigenversorgung durch einen Langzeitspeicher zu beseitigen und die elektromobile Reichweite zu erhöhen.

Baut man nun genau das gleiche Haus neu mit den gleichen technischen Gimmicks, dann müsste die Dämmung für viel Geld extrem stärker ausgeführt werden, obwohl längst PE-Wert Null erreicht ist. Entsprechend lassen sich auch ältere Bestandshäuser ohne umfassende Dämmungen deutlich verbessern, wenn man an intelligenteren Stellschrauben dreht:

– Sofortiger Zulassungsstopp von Ölheizungen
– Nicht-Nutzungsabgabe von Flächen, auf denen keine PV installiert wird
– Verbot von Flüssiggas (Autogas / LPG) Heizungen
– Ersatz und Neubau von Gasheizungen, Holzheizungen und Wärmepumpen nur in Verbindung mit PV und Brennstoffzellen
– Heizungstauschpflicht ohne Ausnahmen

Dann, und nur dann, hat man eine politische Grundlage für weitere Planungen auf Basis gesicherter Entwicklungen bei der flächendeckenden Energieerzeugung und Nutzung.

Komplementär dazu ist eine reale Messung an allen Netzknoten unabdingbar.

Die Überwachung und ggf. Steuerung erfolgt nichtmehr in gewaltigen Leitwarten sondern in regionalen Monitoringeinrichtungen, in denen einzelne Verteilnetze und die angeschlossenen Erzeugungskapazitäten verknüpft sind.

Im Prinzip überwacht das Netz sich selbst durch das konstante elektronische Scanning der angeschossenen Leitungen und den direkten Ausgleich in Nanosekunden per Leistungsabgabe oder Aufnahme in die an den Netzknoten angebundenen Speicher. An dieses automatische Scanning werden alle Akkuspeicher verbindlich angeschlossen.

Das Thema staatlich gesteuerte und kontrollierte Energieversorgung ist damit Geschichte. Es macht einer gesellschaftlich ermöglichten sich selbst steuernden und pflegenden Energieversorgung Platz.

Die Bundesnetzagentur bekennt sich zu einem möglichst freizügigen Energiebinnenmarkt innerhalb Europas, der den Wettbewerb stärken soll, um so für alle Verbraucher den Zugang zu möglichst kostengünstiger Energie zu fördern.

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Dieses Bekenntnis hört sich zeitgemäß, vernünftig und sachgerecht an. Es berücksichtigt allerdings nicht die Frage, ob sich die einzelnen Marktsegmente des unter „Energiebinnenmarkt“ pauschal zusammengefassten Konglomerats von Stromerzeugung, Stromspeicherung, Stromtransport, Netzbetrieb auf verschiedenen Spannungsebenen und Messdienstleistung überhaupt für einen echten Wettbewerb eigenen.

Diese Frage vorab zu untersuchen, zu beantworten und politisch zu ordnen ist zwar nicht die Aufgabe der BNetzA, aber: Gerade Institutionen wie die BNetzA sollten besonders sensibel und offen für solche Thematisierungen sein und energisch dafür sorgen, dass solche Themen in der politischen Diskussion sachgerecht räsoniert werden. Vor allem in einer Zeit, in der die Bandbreite politischer Handlungsmöglichkeiten allein auf Grund der Komplexität existierender Regelungen und Strukturen immer enger wird.

Es ist meines Erachtens nach vollkommen widersinnig auf „Markt“ zu bestehen wo Vergleichbarkeit von Qualität nicht möglich ist, da es nur einen Qualitätsstandard gibt:

Frequenz 49,8 Hz – 50,2 Hz, Spannung je nach ebene 240 V, 400 V, 10; 20; 30 KV, 110 KV, 220 KV, 380 KV, etc.; der Netzbetrieb faktisch ein, wenn auch lokal eingegrenztes, Monopol ist, die Messdienstleistung durch das technische Bestimmungsrecht der einzusetzenden Geräte ein Monopol ist und bleibt (tatsächlich freie Auswahl es Messdienstleisters ist nur eine Theorie) und der einzige Bestandteil des Marktes, der Strompreis, über genau ein Kriterium wettbewerbsfähig ist: Eben den Preis.

Betrachtet man die Entwicklung der Strompreise, so zeigen die sich als regelmäßig gestiegen. Strom wird immer teurer. Das zumindest entspricht der landläufigen Wahrnehmung. Tatsächlich jedoch beinhalten die Strompreise für die Mehrheit der Endverbraucher eine Vielzahl von gesetzlich oder staatlich festgelegten Komponenten, die keiner „marktgerechten“ Preisbildung unterliegen:

Hier ein Beispiel für die Stadt Kempten:
Höhe des Arbeitspreises Preis in ct / kWh
– Maximaler Energieeinkaufspreis (Ziff. 4 Preisblatt Strom) 3,500 ct/kWh
– Handlinggebühr (Ziff. 12 Preisblatt Strom) 1,100 ct/kWh

– EEG-Umlage 6,880 ct/kWh
– KWKG-Zuschläge 0,438 ct/kWh
– Konzessionsabgabe 1,590 ct/kWh
– Arbeitspreis Netznutzungsentgelte 6,970 ct/kWh
– § 19 StromNEV-Umlage 0,388 ct/kWh
– Offshore-Haftungsumlage -0,028 ct/kWh
– Abschaltbare-Lasten-Umlage 0,006 ct/kWh
– Stromsteuer 2,050 ct/kWh
– Arbeitspreis netto 22,894 ct/kWh
– zzgl. USt. 4,350 ct/kWh

– Arbeitspreis brutto 27,244 ct/kW

Während die ersten beiden Preisbestandteile dieser komplett transparenten Abrechnung (sogar die „Gewinnmarge“ des Anbieters ist klar erkennbar) einem tatsächlichem Marktgeschehen durch Preiswettbewerb ausgesetzt sind, bestehen die restlichen 83% aus gesetzlich festgelegten, wettbewerblich unveränderlichen Bestandteilen. Ist das tatsächlich Wettbewerb?

Von daher ist sinnvoller Weise einzig die Betrachtung der „Einkaufspreise“, also der tatsächlichen Arbeitspreise, der Preise für die Pure Energie, die physikalische Arbeit, relevant. An der Stelle ist noch mal darauf hinzuweisen: Arbeit und Energie als physikalische Größen sind identisch. Leistung dagegen ist keine Energie. Sie ist die Größe zur exakten, berechenbaren Beschreibung der Fähigkeit, unter exakt definierten, standardisierten Bedingungen, Arbeit zu verrichten, sprich Energie zu liefern.

Betrachten wir die Entwicklung dieses echten Arbeitspreises in den letzten Jahren, hat sich der tatsächliche Strompreis faktisch mehr als halbiert. Während gleichzeitig einige der gelisteten Abgaben deutlich gestiegen sind, andere neu hinzugekommen, aber allen Abgaben gemeinsam ist, dass ein überschaubarer, kleiner Teil der Endverbraucher von dieser Mehrbelastung freigestellt wurde, währen der große Rest von diesem Privileg buchstäblich „ausgenommen“ wird wie die sprichwörtliche Weihnachtsgans.

Der daraus für die kleine Minderheit mit den großen Stromverbräuchen resultierende zusätzliche Ertragsvorteil wurde diesen Privilegierten leider vollständig überlassen, statt wenigstens einen Teil der besseren Einkaufspreise wieder über eine höhere Beteiligung an der EEG-Umlage oder noch besser über eine CO2-Bepreisung wieder einzupreisen.

Das I-Tüpfelchen ist aber die kaltschnäuzige Überlassung gerade der am wenigsten Privilegierten in prekären Lebensverhältnissen: Rentner mit und unter Grundsicherung, Alleinerziehende in Teilzeit und sozial Bedürftige. Einen günstigen Stromvertrag mit den derzeit üblichen Fangprämien bekommt man heute kaum noch ohne positive Schufa Auskunft und Vorlage von Gehaltsabrechnungen. Gerade deshalb finden sich gerade die Schwächsten der Gesellschaft umgehend in der so genannten Grundversorgung, dem teuersten Tarif, dessen Gesamtkosten in den Sätzen der Sozialgesetzgebung ohnehin tiefer liegen als die realen Kosten. Wo bleiben da die Lautsprecher der „sozialen Gerechtigkeit“ in den einschlägigen Parteien?

Dieses gesamte Knäuel an redundanten Regelungen und Vorgaben hat darüber hinaus über den unveränderten Erhalt der Vorteile für die Betreiber faktisch aus dem Volksvermögen verschenkter Kraftwerke die Wirkung, dass die Arbeitspreise für Strom den realen Erzeugungskosten hinterherhinken. Inklusive der eigentlich notwendigen Berücksichtigung des Abbaus von Rohstoffen (was quasi einer „Abschreibung“ auf schwindende Vorräte gleichkäme), sowie der restlichen Folgekosten (Anstieg des CO2, Klimafolgen, Rückbaukosten, Kohlehaldensanierung, Öl- und Gasfeldsanierung, Lagerung von Atommüll,…) hat dies dafür gesorgt, dass diese an der Börse gebildeten Arbeitspreise volkswirtschaftlich gesehen bei weitem nicht kostendeckend sind. Diese gesamte, auf ihre Wirtschaftskraft und ihr „Wachstum“ so stolze Gesellschaft lebt komplett auf einen Wechsel, den die nächsten Generationen bedienen müssen.

Und dennoch weigern sich BNetzA, Mainstream der damit befassten „Fachpolitiker“ und Stakeholder der „Energieunternehmen“ angesichts der erwartbaren Entwicklungen (Stilllegung und Rückbau aller Atom-, Öl, Kohle und der meisten Gaskraftwerke) wenigstens in den eigenen, wie gezeigt selbst als stichhaltig bezweifelten, Szenarien ein alternatives, weitgehend dezentrales (oder auch Szenario lastnaher Erzeugung genanntes) Szenario auch nur in Erwägung zu ziehen.

Mein einziger gebliebener Gedanke dazu ist, dass es Zeit wird, die gesamte derzeit die Energiepolitik beherrschende Elite (Politik, EVU, ÜBN, BNetzA, „Experten“ über 60 Jahre), samt der bisherigen Paradigmen komplett und unwiderruflich auszuwechseln. Die aktuelle Situation gleicht einem Versuch, mit der Mannschaft des Jahres 1990 aus der Bundesrepublik nächstes Jahr in Russland Weltmeister zu werden.

Zu den Kosten des Strombezugs aus dem Netz gehört auch die „Grundgebühr“, die im Wesentlichen nur die Bereitstellung des Zählers und die Ablesung umfasst.

Markttechnisch hat sie zudem die Funktion, den Zugang zum Kunden via Netzbetreiber für die ehemaligen Liefermonopole zu erhalten. Die mit dem „Unbundling“ vollzogenen körperschaftsrechtliche Trennung von Netzbetrieb, Messdienstleistung und Stromhandel hat sich noch längst nicht in einer wettbewerblichen Neutralität dieser neu entstanden Unternehmen zu Gunsten der Verbraucher niedergeschlagen. Der einzige Erfolg war bislang das zum Teil drastische Sinken der „Grundgebühren“ für Zählerbereitstellung und Messdienstleistung. Diese haben sich inzwischen bei ca. 10 Euro pro Monat eingestellt.

Was allerdings noch immer fehlt: Die freie Auswahl des eingebauten Zählers und das Recht der Anschlussinhaber, diesen selbst zu beschaffen und durch einen Elektriker ihrer Wahl einbauen zu lassen.

Stattdessen entstehen schon wieder Phantasien wirtschaftlicher Großreiche und champagnerlaunige Träume hoher Renditen bei technischen Monopolisten, die auf die Netzbetreiber entsprechend Einfluss nehmen. Die seit Jahren angekündigte, gesetzlich verpflichtende flächendeckende Implementierung so genannter „Smart Meter“ und deren umfassender Roll-Out wird schon vorab an eine Handvoll ausgewählte Hersteller verteilt, indem die Netzbetreiber sich eben für einen Anbieter entscheiden und dessen Technik als einzige zum Stand der Technik küren, der in “Ihrem“ Netz zu verwenden ist. Einem Netz, das ihnen eben nicht gehört.

Gleiches gilt übrigens auch für das Erdgasnetz. Diese äußerst handlichen und bequemen Geschäftsmodelle sind der Grund für die europaweit zu sehenden Bemühungen einiger Großkonzerne, sich die Wasserversorgungen als politisch-faktische Monopole zu sichern.

Dem genehmigten Szenariorahmen liegen angemessene Annahmen zur Austauschkapazität mit anderen Ländern unter Berücksichtigung geplanter Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur zu Grunde. Für die im Szenariorahmen zu treffenden Annahmen zum Stromaustausch mit anderen Ländern sind dabei der Verbrauch und die installierte regenerative und konventionelle Erzeugungsleistung im europäischen Ausland, aber nicht die tatsächlich geflossene Energie entscheidend.

S. 151

Abgesehen davon, dass die Größenordnungen nicht sehr bedeutend und gemessen am Anspruch eines „europäischen Energie-Binnenmarkts“ geradezu lächerlich sind: Warum?
Um mit Aussicht auf Ernsthaftigkeit von so einem Markt zu sprechen, sollte die Summe der Austauschkapazität mit den Nachbarländern gleich der gemessenen Lastabfrage in der BRD sein: Also derzeit mindestens 84 GW, selbst wenn die momentan eher geschätzt als gemessen sind.

Amüsant: Die „im europäischen Ausland installierte regenerative und konventionelle Erzeugungsleistung“ soll dabei entscheidend sein. Während die heimische „Re-generative“ Leistung gar nicht (PV), oder nur zu einem Bruchteil (Wind, Wasserkraft) berücksichtigt wird. Zudem werden erneut auch hier Leistung und Arbeit munter durcheinandergeworfen.

Während die tatsächlich geflossene Energie, zentraler Bestandteil eines jeden sinnvollen Energiemanagements in Industrie, Gewerbe, Handel, Dienstleistung und Gebäudebewirtschaftung die zentrale Größe bei der Berechnung der Wirtschaftlichkeit ist.

Diese Leistungsbesoffenheit (auch bei Autoschraubern werden PS und PS verglichen) zieht sich wie eine roter Faden durch nahezu alle Strukturen und entfaltet weiterhin seine verwirrende und verschleiernde Wirkung. Leistung ist nur wichtig um Maschinen, Anlagen und Leitungen passend für den zu erwartenden Extremfall auszulegen, aber keine Führungsgröße für eine logistische Planung. Deren relevante Größe sind die Stoffströme. Im Fall der Energie eben die Menge an Energie, die Arbeit.

Dieses Faktum lässt sich übrigens 1:1 auf die Gesellschaft übertragen. Das nur nebenbei bemerkt.

NTC [MW] AT BE CH CZ DK-O DK-W FR LU NL NO PL SE Σ
2030 nach DE 7.500 2.000 5.700 2.600 1.000 3.000 4.800 2.300 5.000 1.400 3.000 1.315 39.615
von DE 7.500 2.000 4.300 2.000 1.000 3.000 4.800 2.300 5.000 1.400 2.000 1.315 36.615
2035 nach DE 7.500 2.000 6.400 2.600 1.600 3.000 4.800 2.300 6.000 1.400 3.000 2.000 42.600
von DE 7.500 2.000 5.986 2.000 1.600 3.000 4.800 2.300 6.000 1.400 2.000 2.015 40.601

Tabelle 31: Handelskapazitäten zwischen Deutschland und den Anrainerstaaten

S. 153

Wie im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber dargestellt, gibt es derzeit noch eine gemeinsame Preiszone mit Österreich sowie mit Luxemburg, so dass hier noch keine Handelskapazitäten im eigentlichen Sinne existieren. Sowohl für die Marktmodellierung, die aus mathematischen Gründen nicht mit einer beliebig hohen Transportkapazität rechnen kann, als auch zur Ermittlung eines realistischen Netzausbaus ist es notwendig, im Marktmodell eine Beschränkung der Übertragungskapazität von und nach Österreich sowie von und nach Luxemburg einzuführen. Ansonsten könnten modellbedingte extreme Handelsflüsse zu einem stark überdimensionierten Netzausbaubedarf führen.

Allein die Andeutung der Auflösung dieser Preiszone ist eine klare Absage an den propagierten „europäischen Energie-Binnenmarkt“. Ein solcher braucht im Übrigen auch keine einheitlich agierenden Großstrukturen, die nur den Verwaltungsaufwand erhöhen und hoch dotierte Posten für die politisch gesteuerte Anschlussverwendung aussortierter Funktionäre schaffen, die keiner braucht. Sondern es braucht lediglich vernunftbasiert und von Partikularinteressen und Subventionen freigestellt ermittelte und gesetzlich geregelte Bedingungen für Erzeugung, Speicherung, Transport und Handel.

Die Bundesnetzagentur geht derzeit davon aus, dass bis 2018/2019 ein Engpassmanagementverfahren an der deutsch-österreichischen Grenze etabliert werden könnte. Die Einführung eines Engpassmanagementverfahrens wurde durch die Bundesnetzagentur bereits im Bericht zur Feststellung des Bedarfs an Netzreserve für den Winter 2016/2017 sowie das Jahr 2018/2019 vom 19.04.2016 diskutiert. Der von den Übertragungsnetzbetreibern angenommene Wert von 7,5 GW für das Jahr 2030 sowie für 2035 stimmt mit den Referenzkapazitäten des TYNDP 2016 überein und ist angemessen. Damit wird die heutige Größe der Kuppelkapazitäten und weitere Ausbauvorhaben ausreichend berücksichtigt. Folglich ist sichergestellt, dass aufgrund unrealistisch hoher Werte kein zu starker Stromexport nach Österreich netzdimensionierend ist und der zukünftige Handel nicht zu stark im Vergleich zum heute tatsächlich stattfindenden Handel eingeschränkt wird.

Die 2,3 GW nach Luxemburg entsprechen der heutigen Übertragungskapazität. Der TYNDP sieht darüber hinaus keine weiteren Ausbauvorhaben nach Luxemburg vor.

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2.6 Berücksichtigung der 10 H Regelung für die Regionalisierung Wind Onshore

Die Bundesnetzagentur revidiert ferner im Rahmen der Regionalisierung von Wind Onshore ihre Ansicht, dass die 10 H Reglung in Bayern gegenwärtig keine Rolle spielt (siehe Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 123 f.).

Bei der 10 H Regelung handelt es sich um die Einführung eines Mindestabstandes von Windenergieanlagen zur Wohnbebauung, nach der Windenergieanlagen nur dann privilegiert im Außenbereich zulässig sind, wenn sie einen Mindestabstand vom Zehnfachen ihrer Höhe (auf Nabenhöhe) zu Wohngebäuden einhalten. Das Baugesetzbuch (BauGB) eröffnet den Bundesländern über eine Länderöffnungsklausel die Möglichkeit, solch höhenbezogene Mindestabstände für Windenergieanlagen einzuführen. Dabei hat Bayern als einziges Bundesland von dieser Möglichkeit Gebrauch gemacht, indem Art. 82 der Bayrischen Bauordnung (BayBO) um eine solche 10 H Regelung ergänzt wurde. Eine Unterschreitung dieses gesetzlichen Mindestabstandes ist nur möglich, wenn für den Windpark ein Bebauungsplan besteht, der geringere Abstände festsetzt.
Diese Neuregelung in Bayern führt zu einer „Entprivilegierung“ von Windenergieanlagen im Außenbereich, soweit diese den geforderten Mindestabstand der zehnfachen Gesamthöhe zur nächstgelegenen Wohnbebauung nicht einhalten. Solche Anlagen sind nun im Außenbereich aufgrund des geänderten Art. 82 BayBO grundsätzlich nicht mehr genehmigungsfähig. Allerdings können Vorhaben mit einem geringeren Abstand immer noch umgesetzt werden, wobei allerdings zwingend ein Bebauungsplan aufgestellt werden muss. Die Bundesnetzagentur ist ihrer Ankündigung in der Genehmigung des letzten Szenariorahmens 2025 nachgekommen, die weitere Entwicklung zu beobachten. Sie ist zu dem Ergebnis gelangt, dass sich eine eindeutige Tendenz der Abnahme von Genehmigungen und Errichtungen von Windenergieanlagen auch aufgrund der 10 H Regelung ableiten lässt.

Die Bundesnetzagentur bestätigt damit die kritischen Vorhersagen der Stakeholder im Bereich der Windenergie in Bayern. Zwar müssen auch die Interessen privater Stakeholder stets hinter den allgemeinen Interessen der Menschen zurückstehen, aber dennoch stellt die BNetzA damit klar, dass die 10-H-Regelung gegen das Primärziel des EEG wirkt. So massiv, dass der gewünschte Zubau rein generativer Stromerzeugung im Bereich Wind in Bayern auf Null gefallen ist.

Ungeachtet der Frage, in wie weit und wo Windenergie in Bayern überhaupt sinnvoll ist, ja, ob Windenergie auf lange Sicht gesehen überhaupt sinnvoll, notwendig und wünschenswert ist, sollte jedoch das Bundesverfassungsgericht die Vereinbarkeit dieser 10-H-Regelung mit dem Grundgesetz prüfen.

Soweit es Horst Seehofer, den König der Obergrenzen betrifft, halte ich Obergrenzen für Politiker für einen ebenso erwägenswerten Ansatz:

– Körpergröße von maximal 1,85 Meter, um die Entwicklung von Überlegenheitssyndromen zu vermeiden
– Altersgrenze von maximal 60 Jahren für Mandate und Ämter
– Begrenzung der Verweildauer in Parlamenten auf zwei Legislaturperioden plus Bruchteile im Fall eines Nachrückers oder vorgezogener Neuwahlen.
– Maximal ein Familienmitglied in politischen Funktionen
– Keine Erbmandate und Dynastien

Die schleichende Refeudalisierung und dynastische Restrukturierung der Gesellschaft sollte wenigstens in den politischen Institutionen unterbunden werden. Ein Kastenwesen passt nicht in unsere Gesellschaft.

Wenn der vollständige Antrag auf immissionsschutzrechtliche Genehmigung bis zum 04.02.2015 vorgelegt wurde, waren die entsprechenden Windenergieanlagen von der 10 H Regelung, die am 21.11.2014 in Kraft getreten ist, noch nicht betroffen. Entsprechend der veröffentlichten Daten des Anlagenregisters bei der Bundesnetzagentur wurden seit dem 21.11.2014 bis zum 30.12.2015 in Bayern 73 Windenergieanlagen mit einer Leistung von 200 MW genehmigt. Diese sinkende Tendenz des Windenergieausbaus in Bayern korrespondiert auch mit den Angaben des Branchenverbandes BWE Bayern, nach dem im Jahr 2013 noch 201 Genehmigungen, im Jahr 2014 noch 187 Genehmigungen und im Jahr 2015 noch 65 Genehmigungen erteilt wurden, von denen 26 Genehmigungen auf Basis der 10 H Regelung erteilt wurden. Zudem ergab eine Nachfrage des BWE Bayern bei betroffenen Windgutachtern das Ergebnis, dass 2015 in Bayern kein einziges neues Windkraftprojekt angefragt wurde. Ferner hat der bayerische Verfassungsgerichtshof in seiner Entscheidung vom 09.05.2016 die Bayerische 10 H Regelung für verfassungsgemäß erklärt.

Folglich ist die Berücksichtigung der 10 H Regelung im Regionalisierungsmodell erforderlich. Das bedeutet, dass für Bayern von vorherein Ausschlussflächen – je nach Höhe der angenommenen Windenergieanlage – zwischen 96 % (150 Meter hohe Windenergieanlagen) und 98,3 % (200 Meter Windenergieanlagen) anzunehmen sind (vgl. dazu den bayerischen Verfassungsgerichtshof in seiner Entscheidung vom 09.05.2016, der sich auf eine Untersuchung für Bayern des Bundesinstituts für Bau-, Stadt-und Raumforschung im Bundesamt für Bauwesen und Raumordnung beruft). Dabei spielt es keine Rolle, dass sich in diesen Ausschlussgebieten gegebenenfalls trotzdem Windenergieanlagen (z. B. durch kommunale Bauleitplanung oder Besitzschutzregelungen) realisieren lassen. Denn dieser Effekt wird durch eine Feststellung des bayerischen Verfassungsgerichtshofs in seiner Entscheidung vom 09.05.2016 mehr als überkompensiert: Das Gericht ist nämlich der Ansicht, dass sich die verbleibenden 10 H „Bruttoflächen“ erheblich verringern, wenn von ihnen diejenigen Bereiche abgezogen werden, die aus anderen rechtlichen oder tatsächlichen Gründen als der 10 H Regelung nicht zugelassen bzw. sinnvoll betrieben werden können.

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Da die BNetzA an anderer Stelle klar Position für oder gegen bestimmte Technologien, deren Zubau oder Abbau, alternative Berechnungen und Methoden bezieht, ist es weder verständlich noch hinnehmbar, dass sie dies unter Hinweis auf die Ziele des EEG in dieser Frage nicht tut, sondern die gegensätzlichen Wirkungen solcher Gesetze gegen die Ziele des EEG nonchalant hinnimmt, ja nicht einmal in einem der Szenarien den Fall der Hinfälligkeit der 10-Horst-Regelung einbezieht.

Das mindeste wäre eine Untersuchung des verloren gegangen Erzeugungspotentials hinsichtlich des weniger verfügbaren rein generativen Stroms und die Forderung nach Ausgleichsmaßnahmen, wie: Zusätzliche PV-Anlagen auf versiegelten Flächen (Überbauung von Bahnlinien und Autobahnen, Parkplätzen, Industrieanalgen etc.)

3. Regionale Zuordnung des Stromverbrauchs
Im Entwurf des Szenariorahmens 2030 stellen die Übertragungsnetzbetreiber eine neue und aus ihrer Sicht verbesserte Regionalisierungsmethodik des Stromverbrauchs vor. Im Szenariorahmen besteht die gesetzliche Pflicht, die Mantelzahlen für den Nettostromverbrauch des Zieljahres und dessen Jahreshöchstlast festzugelegt. Der Stromverbrauch muss für die anschließende Marktmodellierung zeitlich auf 8760 Stunden des Jahres aufgelöst sowie regional den Netzverknüpfungspunkten zugewiesen werden. Die Regionalisierung ist im Netzentwicklungsprozess somit zwischen dem Szenariorahmen und der Marktmodellierung einzuordnen. Die Übertragungsnetzbetreiber haben die neue Methodik der Regionalisierung des Stromverbrauchs bereits im Entwurf des Szenariorahmens 2030 vorgestellt, um der Öffentlichkeit die Möglichkeit zur Stellungnahme zur neuen Methodik einzuräumen und um bei der Ermittlung bestimmter Eingangsparameter die Öffentlichkeit mit einzubeziehen.

S. 166

Ein Schritt in die richtige Richtung. Diese Methodik gilt es weiter herunterzubrechen und durch reale RLM-Messung an allen Netzknoten und Einspeisepunkten zu ergänzen.

3.1 Bisheriges Vorgehen im Szenariorahmen
Bisher wurde der Stromverbrauch von den Übertragungsnetzbetreibern ausgehend von historischen regionalen Lastprofilen der Übertragungsnetzbetreiber regionalisiert. Dabei wurden die den Übertragungsnetzbetreibern bekannten historischen regionalen Lastprofile entsprechend der im Szenariorahmen angenommenen Entwicklung des nationalen Stromverbrauchs skaliert. Dadurch entwickelte sich der Stromverbrauch bis zum Zieljahr in dem gleichen Verhältnis wie der nationale Stromverbrauch. Es wurde lediglich die Höhe des regionalen Stromverbrauchs und nicht dessen zeitlicher Verlauf angepasst. Diesem Vorgehen lag noch die Annahme zu Grunde, dass neue Stromanwendungen im Zieljahr 2025 keinen signifikanten Einfluss auf den Verlauf des Stromverlaufs haben werden. Auf Grund des um fünf Jahre fortgeschrittenen Untersuchungszeitpunkts schlagen die Übertragungsnetzbetreiber im Szenariorahmen 2030 erstmalig eine Regionalisierungsmethode vor, bei der neue Stromanwendungen die Höhe und den Verlauf der regionalen Stromnachfrage beeinflussen.

S. 166

Positiv. Sehr positiv. Weiterentwickeln.

3.2 Erörterung der Konsultationsergebnisse zur Regionalisierung des Stromverbrauchs
Die Bundesnetzagentur stellt fest, dass die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene Methode zur Regionalisierung des Stromverbrauchs grundsätzlich eine angemessene Herangehensweise für die durch die Übertragungsnetzbetreiber durchzuführende Marktmodellierung zur Ermittlung des Transportbedarfs darstellt.

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Eine angemessenere als bisher, aber noch lange nicht die richtige. Die weitere Fortentwicklung bedingt allerdings die Beendigung der Beauftragung der ÜBN für die Marktmodellierung, da diese aus eigenem Interesse in jedem Fall nur eine diesen Interessen konforme Modellierung vornehmen können. Sonst würden sie mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit sich selbst überflüssig machen. Das ist den Stakeholdern ziemlich sicher durchaus klar.

Meine Vorhersage ist, dass genau dieser Fall ohnehin eintreten wird. Die Fragen lauten: Wie schnell? Und wie sinnvoll ist es diesen unabänderlichen Wandel demokratiegerecht, offen und transparent zu gestalten?

Denn wir können eine „marktgerechte Demokratie“ keineswegs brauchen oder gar hinnehmen. Eine derartige Denkweise und Haltung entspricht den staatsautoritären, konservativen-hierarchischen Staatsvorstellungen der DDR, des Sozialismus, der Sozialdemokratie, der Union, der willkür-freiheitlichen Beliebigkeits-FDP, der nationalromantisierenden Pflaumenpartei AfD, der dogmatischen Zwangsbeglückungs-GRÜNEN und LINKEN, kurz leider allen derzeit vorrätigen Anbietern politischer Gestaltung.

Die Milderung der mit diesem fatalen Haltungs- Meinungs- und Glaubenskartell verbundenen Folgen lässt als Möglichkeit eigentlich nur eine konsequente Dezentralisierung jeglicher Entscheidungsgewalt und Umsetzungsverantwortung unter europaweit einheitlicher technischer Normierung, Definitionen und klarer Zielsetzung übrig. Wobei die zentralen Ebenen keinerlei Detailregelungszuständigkeit haben dürfen, sondern lediglich Überprüfung und Einflussnahme zum Zweck der Einhaltung vereinbarter Ziele und Grundsätze haben dürfen. Da ansonsten die zentralen Ebenen wieder der Einflussnahme durch wirkungsmächtige Partikularinteressen ausgesetzt sind.

Beispiel: Die EU sorgt für Standards wie gleiche Steckdosen und Stecker, Stromstärken, Spannung, Kraftstoffqualität, zu verwendende technische und physikalische Einheiten, Richt- und Referenzpreise für Strom, Milch, etc. einheitliche Besteuerung in allen Mitgliedsländern, technische Zulassungsnormen, CO2-Preise, Regeln der Gesetzgebung, Standards für Demokratie, Verwaltung, Wahlen, Bildungsabschlüsse, Mindestlohn, einheitlichen und austauschbare Sozialversicherung, Lebensmittelstandards durch Positivlisten für Zutaten wie das Reinheitsgebot für Bier, usw.

Detaillierte Verordnungen für die Herstellung von Karamellbonbons braucht es nicht. Von der EU geforderte Dokumentationspflichten haben die EU-Behörden zu finanzieren, nicht die Erzeuger.

Die Entwicklung einer Regionalisierung des Stromverbrauchs unter Berücksichtigung der Vielzahl von Einflussfaktoren trägt letztlich der aktuellen Entwicklung auf dem Strommarkt Rechnung, auf dem sich derzeit viele neue Technologien etablieren, die bis 2030 das Verbrauchsverhalten regional unterschiedlich beeinflussen werden.

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Gut erkannt, was lange vorgetragen wurde. Genau deshalb ist ein für ständigen Input offener, dezentral angelegter Bottom-Up Ansatz so viel geeigneter, nutzbringender und wertvoller, als die gesamten Sandkastenspiele irgendwelcher ökonomisch brennend interessierter Rendite-Junkies, Stakeholder und einer Behörde mit klar eigegrenztem Auftrag, der gar nicht anders darf, als ausgerechnet ein paar Wiederkäuer zu fragen, was im Garten angebaut werden soll. Der wichtigste und maßgebliche Stakeholder sind die Bürger, die die Bezahlung all dieser feuchten Träume erwirtschaften dürfen.

Bei Ihnen endet die Erzeugung von Strom durch Verbrauch und bei Ihnen entsteht mehr und mehr auch die Erzeugung von Strom. Bei Ihnen liegt letztlich die Verantwortung, denn sie bezahlen die Rechnung. Oder Ihre Kinder, Enkel, Urenkel. Denen wir momentan nicht mehr sehr viel übriglassen.

Die Bundesnetzagentur erwartet, dass die Konsistenz zwischen dem summierten regionalen Stromverbrauch und dem nationalen Stromverbrauch zu jeder Stunde des Zieljahres gegeben ist. Dabei haben die Übertragungsnetzbetreiber die Vorgaben der Bundesnetzagentur im Kapitel II B 4.1 zu beachten, in denen der Nettostromverbrauch für die Szenarien festgelegt wird. Weiterhin ist auch die in Kapitel II B 4.2 festgelegte Jahreshöchstlast in jedem Szenario einzuhalten.

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Die BNetzA sollte sich rein informativ einmal mit einer modernen Heizung für ein großes Gebäude befassen und sehen wie dort das gekonnte, von fähigen Energiemanagern konzeptionierte Zusammenspiel von Erzeugung, Transport und Speicherung höchst effiziente Systeme bietet und diese Denkprinzipien konsequent analog auf das Stromnetz übertragen. Es geht hier wie dort um eben das genau gleiche Prinzip. Die notwendige Technologie ist mittlerweile vorhanden und wird stetig besser und günstiger. Schluss mit Planungen im Mega-Maßstab und mit Annahmen auf Basis politischer Realitäten lange vor dem Fall des Eisernen Vorhangs. Kein Netz der Natur hat eine Schaltzentrale, lediglich bestimmte, wichtige Funktionen sind zentralisiert. Zeit für eine zeitgemäße, demokratiegerechte Fortentwicklung unserer Energiebereitstellung.

Das letzte und letztlich endgültig schlagende Argument ist das der Verschreibung von Rentabilität des Ertrags vom Arbeitnehmer, was nichts anderes als die Verschiebung der Früchte von Arbeit = Energie vom Arbeitenden zum Investierenden (=Bereitstellung von Leistung gegen gesicherte Rendite OHNE Verrichtung von Arbeit) bedeutet.

Oder wie Thomas Piketty es formuliert: Mittel zu investieren ist rentabler als zu arbeiten. Arbeiten lohnt sich nicht. Und das darf nicht länger der Fall sein.

Das Ergebnis mündet darin, dass sich alle Strukturen auflösen und zusammenfallen, wie ein schlecht gemachtes Soufflé, da es sich zunehmend weniger Menschen leisten können die Renditen der wenigen Stakeholder zu erwirtschaften. Dem fettesten Investmentbanker nützt seine Investition nichts mehr, wenn immer weniger Nutzer mehr das Produkt bezahlen.

Deshalb ist es Zeit für den Paradigmenwechsel. Deshalb ist es Zeit für die Funktionsbeschreibung einer dezentralen Energieversorgung.

Der alternative Szenariorahmen geht also aus von so viel dezentraler Erzeugung wie möglich. Zielsetzungen sind:

– die Vollbelegung aller Wohn- und Gewerbegebäude mit Photovoltaik
– die Belegung möglichst aller sowieso versiegelten Flächen mit Photovoltaik
– Abschätzung der dadurch möglichen Menge erzeugbarer elektrischer Energie
– Ergänzung des dann immer noch bestehenden Bedarfs durch Wasserkraft und anschließend Windkraft,
– Schaffung dezentraler Speicherkapazität an allen Einspeisepunkten der Erzeugung, an allen Netzknoten und an allen Verbrauchspunkten
– Kappung und Glättung aller Lastspitzen im Netz
– Komplette Erdverkabelung aller Leitungen
– Verknüpfung der Endpunkte aller Verteilnetzstränge mit benachbarten Verteilnetzen

Die Mittel der Wahl sind

– Systemdienliche Entwicklung des Wärmemarkts durch Beendigung der technischen Zulassung neuer Ölheizungen, Flüssiggasheizungen oder anderer Heizungen basierend auf nicht erneuerbaren Brennstoffen. Einschließlich Reparatur oder Austausch, ausnahmslose Begrenzung der Laufzeit bestehender Anlagen auf das Jahr 2030. Ausnahme Erdgas.
– Schaffung von Erzeugungsanlagen für synthetisches Methan
– Vereinfachte Förderung von Brennstoffzellen in Gebäuden
– Bepreisung von CO2 (ausnahmslos aller Energieträger und Produkte – nach Carbon Footprint – aus Ländern ohne CO2-Bepreisung) mit 1,2 ct / 100g * CO2-Faktor, jährlich um 1,2 ct zu steigern, bis eine Sättigung der Märkte und kostendeckendes Recycling von CO2 erkennbar wird.
– Beendigung der technischen Zulassung für Fahrzeuge mit Verbrennungsmotoren, mit Ausnahme von Erdgas
– Förderprogramm LNG / CNG Tankstellen
– Beendigung des EEG 2022, spätestens bei Erreichen der aktuellen Zubaugrenzen für Wind und PV (Bestand bleibt Bestand)
– Aufbau einer dezentral wachsenden (genau wie einst die Stromnutzung) Speicherstruktur bei Stromverbrauchern, an allen Netzknoten und Stromerzeugern
– Beendigung und Abbau zielsetzungswidriger Subventionen, Privilegien und Beihilfen
– Schaffung eine kompletten, digital simultan verknüpften Messtechnik an allen Entnahmestelle, Eispeisepunkten und Netzknoten
– Kommunalisierung aller Verteilnetze
– Genossenschaftliche Restrukturierung aller Übertragungsnetze mit der Möglichkeit der direkten Bürgerbeteiligung, um dem quasi-monopolistischen Charakter eine direkte Einflussnahme der Endverbraucher gegenüberzustellen. Alternativ deren unabhängige politische Kontrolle (nicht durch Parteimitglieder, sondern regional / lokal gewählte Gremien ohne Vorschlagsrecht irgendwelcher politischer Parteien)
– Simultane Darstellung und Abrufbarkeit aller Netzvorgänge online
– Absenkung aller aus dem EEG bezahlten Vergütungen für alle anderen EE-Generatoren auf höchstens das Niveau der Einspeisevergütung für kleine PV-Anlagen

Die künftige Strategie für das politische Monitoring und die möglicherweise notwendigen Veränderungen einzelner Parameter muss endlich dort ansetzen, wo die bestellte Musik letztlich bezahlt und die Kosten erwirtschaftet werden: Bei den Endverbrauchern.

Es ist zwar nett – und erscheint vordergründig vorteilhaft – wenn die Wettbewerbsfähigkeit einer exportorientierten Wirtschaft durch die massive Minimierung der Energiepreise über ein hochkomplexes System verschiedenster Steuern, Umlagen und Abgaben stetig verstärkt wird, doch letztlich geht das zu Lasten der Endverbraucher, erhöht den Druck auf das Lohnniveau und verteuert stetig die Lebenshaltung all derer, die vom rational messbaren Wirtschaftswachstum abgekoppelt werden: Sozialhilfeempfänger, Arbeitslose, Alleinerziehende, Geringverdiener, Teilzeitbeschäftigte, Bezieher kleiner und mittlerer Renten, usw.

Die Erhöhung von Renten oder Sozialleistungen erfolgt stets entweder in homöopathischen Dosierungen: Z. B. 5 Euro bei Hartz 4 oder lediglich in marginalen Prozentschritten bei Rentnern, bei denen es dann eben auch eine Handvoll Euro pro Monat mehr sind. Die Erhöhung von Einkaufspreisen für Grundbedürfnisse aber trifft jeden in gleicher Höhe, wenn man die absoluten Zahlen betrachtet.
Steigt der Butterpreis von 0,89 €/ 250 g auf 1,79 €, trifft das den Hartz-IV-Empfänger und den Rentner auf Grundsicherung in gleicher Höhe wie den Pensionisten der mittleren Laufbahn oder gut gestellten Rentner. Letztere haben aber bei jeder Erhöhung 40 € oder 50 € mehr pro Monat zur Verfügung, erstere 5 €. Dazu kommt, Dass die unteren Einkommensbezieher meist die mit der schlechten Bonität sind und dann in den „Genuss“ der Grundversorgung fallen.

Die schleichende Verarmung arbeitet von zwei Seiten aus. Kapiert nur keine der aktuellen politischen Parteien.

Deshalb fordere ich, dass die Erstellung der Szenarien umgehend als nach oben offene Zielvereinbarung (EE-Anteil 100%, theoretische Gesamtleistung EE, gestaltet wird.

Ich fordere, dass weder eine verbindliche Obergrenze für rein generative Erzeugung von Strom, noch ein verbindlich zu erreichendes es Ausbauszenario für Hoch- und Höchstspannungsleitungen oder „Stromautobahnen“ enthält.

Ich fordere, dass es keinerlei Bestandgarantie für degenerative Erzeugung mehr gibt, sondern ein geregeltes und flexibel beschleunigbares Abbauszenario für Öl-, Kohle-, und Erdgaskraftwerke aufgestellt wird, dessen Ziel die Abschaltung des letzten degenerativen Kraftwerks im Jahr 2040 ist.

Ich fordere den sofortigen Start der Implementierung von Messeinrichtungen an allen Erzeugungsstellen, Abnahmestellen, Netzknoten, Umspannwerken und Trafostationen.

Komplementär dazu die Schaffung simultaner, additiver Datenerfassung und frei online einsehbare Lastgänge und Messdaten in anonymisierter Form für jeden, den es interessiert.

Ich fordere daraus vermittels der Echtzeitdaten ein sich kontinuierlich entwickelndes Szenario beständig fortzuschreiben und den Ausbau über vorläufige Prognosen weiterzuentwickeln.

Ich fordere die wirtschaftliche Gleichstellung der Rentabilität elektrochemischer Speicher und vergleichbaren Analgen mit den derzeit bevorzugten Übertragungs- und Verteilnetzen.

Ich fordere den Ausbau der Verteilnetze durch Verstärkung der Leistungen auf min. 25 KW pro Haushalt, enbts0rechend größer für Gewerbe und Industrie, flächendeckende Erdverlegung im Leerohrsystem bis zum letzten Einödbauernhof samt bei dieser Gelegenheit erfolgender Verlegung von Glasfaserkabeln parallel mit den neuen Stromleitungen.

Ich fordere die Erneuerungs- und aller Übertragungsnetzleitungen auf Basis von Erdverlegung ausschließlich im Bereich von Bundesfernstraßen und Bahnlinien

Ich fordere die vollständige Elektrifizierung aller Bahnstrecken und die perspektivische Umrüstung der Oberleitungen auf eine der europäischen Stromnormen, z. B. 30 KV / 500 A, um die beiden Stromnetze kompatibel zu machen.

Ich fordere den strategischen Austausch aller in Europa genutzten Güterwaggons gegen neue Modelle mit elektrischem Radnabenantrieb, Batteriespeichern, Rekuperation der Bremsenergie und „Last-Mile-Steuereinrichtung“.

Ich fordere die Umstrukturierung und verkehrlich weitgehende Abtrennung aller Regionalbahnstrecken auf ein Straßenbahnsystem. Die Städte mit Straßenbahnen können dann selbst entscheiden, ob sie ihre Strecken auf Normalspur umrüsten und mit dem neuen System verknüpfen.

Ich fordere die Verknüpfung aller Verteilnetzendpunkte mit benachbarten Verteilnetzendpunkten via Stromspeicher.

Ich fordere die Implementierung einer verbindlichen CO2-Bepreisung, vor allem unabdingbar im Rahmen internationaler Handelsverträge, die strategisch wächst und andere Abgaben ersetzt.

Ich fordere schließlich die sofortige Rücknahme der Eigenstrom-Umlage im EEG und deren Streichung für Mieterstrom.

Ich fordere die Vereinfachung der Mieterstromregelung auf Freistellung jeglichen erzeugten generativen Stroms, der nicht durch ein Netz gleitet wird. Egal ob der Generator auf dem Dach, einer Wiese, über einem Parkplatz, einer Garage

Ich fordere die Einsetzung tatsächlich unabhängiger Gremien für die fachliche und politische Begleitung des Netzausbaus, den Umbau der Mobilität, den Umbau der Wärme- und Kältebereitstellung. Die Mitglieder sollen lokal und regional gewählt werden und aus ihren Kreisen dann jeweils weitere Mitglieder der Gremien für die nächst zentralere Ebene bestimmen.

Nur auf diesem weg können wir als Bundesrepublik die selbst gesteckten und vollmundig in internationalen Abkommen unterzeichneten Ziele erreichen.

Nur auf diesem Weg können wir tatsächlich Leitmarkt in einigen der inzwischen verlorenen Felder werden. In Feldern, die Zukunft haben, statt auf eine immer absurdere Fortentwicklung von Technologien zu setzen, die in eine Sackgasse geführt haben.

Die Skandale in und um die Automobilindustrie zeigen in aller Deutlichkeit, dass die Konzepte „Selbstverantwortung“, und „Freiwilligkeit“, die ein Horst Seehofer (und andere) nicht müde wird wie magische Mantras und Zauberformeln angeblicher Liberalität zu bemühen, in der Realität nicht funktionieren., sondern – ganz der faktischen Menschlichkeit der Akteure geschuldet -, diese Skandale zeigen uns, dass ein bestimmtes Maß an Verbindlichkeit nur durch tatsächliche und vor allem unabhängige, unerwartete Kontrolle gesichert werden kann.

Ganz im Sinne seines Parteikollegen Joachim Herrmann, der ganz in Gegensatz zu dieser Beliebigkeit und Verlogenheit in Sachen Liberalität, am liebsten jeden einzelnen Bewohner komplett und vollständig bei allen Aktivitäten oder GPS und Videokamera überwachen würde, um so genannte Sicherheit zu garantieren.

Regelmäßige Blitzermarathons statt technischer Tempobegrenzung, Gurtkontrolle und Helmpflicht statt Eigenverantwortung, verstärkte Personenkontrolle, Schleierfahndung und Rasterfahndung hier, sich aber komplett aus der Verantwortung verabschieden dort.

Den Bürger bis auf die Toilette verfolgen und simultan Blutdruck, Herzrhythmus und Zusammensetzung der Exkremente online verfolgen, aber selber alle Augen zudrücken, wenn es um die Interessen großzügiger Parteispender geht.

Es ist schlicht klüger, das alles klar und deutlich zu verändern, statt weiterhin alten Gewohnheiten anzuhängen, nur weil es bequemer und weniger disruptiv ist. Schlicht, weil sich sonst immer mehr unkontrollierbares Veränderungspotential anhäuft. Nicht bei den Menschen selbst, die wollen nur sicher, bequem und in Ruhe leben. Aber systemimmanent. Siehe Immobilienblase, Sub-Prime-Krise, Autokrise, etc.

Bei der Energie aber ist Schluss. Die ist relevanter als Terrorismusabwehr, Flüchtlingsabwehr, Zuwanderungsabwehr, AfD-Abwehr, Radikalismus-Abwehr und intensive Verkehrsüberwachung samt Strafverfolgung zur „Erziehung“ der Bürger.

Wer erzieht denn die einflussriechen Stakeholder? Die, die gerade vor der Bedeutungsschwere der Automobilindustrie zittern und einknicken, die dort keine Eier haben aber sonst für jede chauvinistische Bierzeltrede zu haben sind, die haben versagt. Nicht die Industrie, und die Wirtschaft haben versagt. Die haben das getan, was alle Menschen tun: So weit gehen wie man ungestraft darf. Jede Grenze wahrnehmen ausloten und regeln eben umgehen, wenn möglich. Normales menschliches Verhalten eben.

Versagt hat die etablierte Politik, weil sie keine Regeln durchsetzt, wo sie welche aufgestellt hat.

In der Abschlusserklärung des Pariser Klimaschutzabkommens, unter Buchstabe F. Ziffer 2, erklären sich die Unterzeichner verbindlich bereit, folgende wesentliche Herausforderungen umgehend zu bewältigen, bzw. das dort beschriebene Verhalten zu beenden:

F.2.Ineffiziente Subventionen für fossile Energieträger, die verschwenderischen Verbrauch anreizen Ineffiziente Subventionen für fossile Brennstoffe (IFFS), die zu verschwenderischem Verbrauch verleiten, verzerren Energiemärkte, behindern Investitionen in saubere Energiequellen, belasten die öffentlichen Haushalte und schaffen Anreize für nicht nachhaltige Investitionen in die Infrastruktur. Es bleibt jedoch wichtig, Bedürftige mit wesentlichen Energiedienstleistungen zu versorgen, auch durch den Einsatz des gezielten Transfers von Bargeld und andere geeignete Mechanismen. Die gegenseitige Überprüfung („peer review“) der Vereinigten Staaten und Chinas zu IFFS ist abgeschlossen, während die Begutachtung zwischen Deutschland und Mexiko noch läuft und Indonesien und Italien angekündigt haben, ihre jeweiligen freiwilligen Verfahren fortzusetzen. Maßnahmen der G20 – Wir bekräftigen erneut unser Bekenntnis, ineffiziente Subventionen für fossile Brennstoffe, die verschwenderischen Verbrauch anreizen, mittelfristig zu rationalisieren und stufenweise abzubauen, und erkennen dabei an, dass wir die Ärmsten unterstützen müssen; und ferner werden wir uns bemühen, weitere Fortschritte bei der Weiterführung dieses Bekenntnisses zu erzielen. – Wir ermutigen alle Mitglieder der G20, die dies noch nicht getan haben, so bald wie machbar einen Prozess der gegenseitigen Überprüfung ineffizienter Subventionen für fossile Brennstoffe, die verschwenderischen Verbrauch anreizen, aufzunehmen. – Wir nehmen den Fortschrittsbericht von OECD und IEA und seine Vorschläge zur weiteren Entwicklung und Verbesserung des G20-Prozesses der gegenseitigen Überprüfung auf Grundlage der jüngsten Erfahrungen sowie zur Erleichterung des Abbaus ineffizienter Subventionen für fossile Brennstoffe, die verschwenderischen Verbrauch anreizen, zur Kenntnis. G. Globales Handeln

Mit den aktionistischen Handlungsweisen und Methodens des Augenblicks, schaffen wir nicht einmal dieses vage Vorhaben mit wenigstens ein bisschen Leben zu füllen. So bleibt diesen bisschen Ehrgeiz ein Muster ohne Wert.

Deshalb sollten wir mutig darangehen, die Veränderung gewollt und zielgerichtet umzusetzen und damit neues Wachstum (Nachwachstum für abgebautes) zu erzeugen, neuen Komfort, eine Verbesserung der Lebensverhältnisse und womöglich ein Stück mehr Fairness, Lebensqualität, Lebensfreude und Perspektive erschaffen.

Thomas Blechschmidt, August 2015

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