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Eine faire Bepreisung von CO2 – Modell und Plädoyer

Eine faire Bepreisung von CO2 – Modell und Plädoyer

Vorwort – Motivation

Wenn der alte Johannes der Evangelist das gewußt hätte: Eine unerwartete Version der Apokalypse wird immer greifbarer: Der Klimawandel. Die Beschreibungen des Phänomens werden Jahr für Jahr detaillierter und präsziser, die Dokumentationen der Symptome umfassender und die meßbaren Indikatoren nehmen zu. Politisch wird mit dem Thema gespielt, als gehe es ums Kirschkernweitspucken.

Die Einen schüren Angst, die Anderen steigern ihre Ignoranz gegenüber dem Phänomen.

An dieser Stelle verabschiede ich mich auch schon aus der Diskussion um wie, wo und was, Volumen etc. des Klimawandels und wende mich einer Betrachtung aus einer vollkommen anderen Warte zu. Warum ich das tue ist irrelevant. Relevant ist nur, dass ich mich an greifbaren Fakten orientiere um zu einer eigenständigen, unabhängigen und hoffentlich weniger spekulativen Betrachtung zu kommen, als ich gemeinhin aus den Kontroversen der Klimawandel-Kassandrae und der Klimawandel-Leugner zu hören gewohnt bin.

Emotional betrachtet ist mir der Klimawandel vollkommen gleichgültig, Ich habe keine Kinder und glaube nicht an Wiedergeburt. Was nach mir eintritt, betrifft mich also nicht mehr. Also, damit meine ich: Dann nicht mehr. Zudem hat das Leben auf diesem Planeten nachweisbar eine sehr, sehr lange Tradition, sich auch unter vollkommen anderen Umweltbedingungen zu entfalten. Ob das auch für menschliches Leben gelten wird, weiß ich nicht. Ich nehme mal an, Ja. Der Mensch hat sich – als Art – bisher seit seinem Auftauchen an alles gewöhnt und angepasst und damit Darwins Satz vom „Survival of the fittest“ vollständig entsprochen.

An der Stelle halte ich allerdings den Hinweis für angebracht, dass sich hinter diesem Satz die Fähigkeit zur weitgehenden Anpassung entweder des Lebewesens oder eben der Umstände bzw. eine Mischung aus beidem verbirgt, und nicht etwa das Recht des Stärkeren, des „Fitteren“, Potenteren, Mächtigeren oder Durchsetzungsfähigeren, wie mehrheitlich geglaubt wird.

Für mich persönlich ist Im Augenblick alles noch anders. Denn ich bin – auch wenn ich nicht weiß, warum – in irgendeiner Form mit den Geschehnissen in der menschlichen Gesellschaft, der so genannten Zivilisation, verknüpft und muss das aktuelle Geschehen mit tragen. Irgendwie damit umgehen. Und daher auch mit verantworten.

Ein Beispiel: Ich muss Krankenversicherung bezahlen. Das ist einfach eine Realität. Ob ich will oder nicht. Ich kann zwar Ausweichstrategien fahren, wie Auswandern in ein Land ohne Krankenversicherung, aber selbst dort gibt es medizinische Versorgung, und sei sie auch noch so minimalistisch: Sie wird dann eben über Steuern von der Gesellschaft getragen. Und ich zahle dann eben über die Steuern dafür.

Und selbst wenn ich noch so sicher bin, niemals eine medizinische Versorgung in Anspruch nehmen zu müssen, kann ich die Wahrscheinlichkeit nicht ausschließen, dass ich sie doch einmal benötige.

Der langen Rede kurzer Sinn: Dem Heute kann ich mich nicht entziehen und werde in irgendeiner Form an den Entscheidungen und Maßnahmen der Zeit zumindest passiv beteiligt: Ich muss dafür Gegenwert erwirtschaften und bezahlen.

Wenn ich also ohnehin nicht ausweichen kann, dann möchte ich, das mein Beitrag den besten Nutzen einbringt. Und zwar nicht nur den naheliegenden für mich oder andere in Form möglichst hohen Profits, sondern auch in anderer Hinsicht. Dazu gehört, dass es jedem anderen in gleicher Weise gelingen möge, dass auch sein Beitrag für ihn so sinnvoll und nützlich ist, wie für mich. Und nicht etwa sein persönliches Ergebnis ihn auf den Gedanken bringt, im Fall einer Benachteiligung – sei sie nun gefühlt oder real – direkt bei mir Ausgleich zu suchen. Mein Engagement ist in diesem Sinne eine Sicherheitsmaßnahme.

Einleitung – Womit haben wir es zu tun?

Feststellung 1:

CO2 entsteht chemisch gesehen durch Oxidation, was wir Menschen als Verbrennung bezeichnen. Es entsteht dabei nicht nur durch tatsächliches Feuer, sondern auch durch die Verwertung energiehaltiger Nahrungsmittel durch Lebewesen – wir alle „verbrennen Kalorien“ wie die landläufige Stimme der Bevölkerung sich auszudrücken pflegt. Die drei Grundkategorien unserer Lebensmittel bestehen allesamt aus Kohlenstoffverbindungen, die vom jeweiligen Körper unterschiedlich schnell und zweckgebunden verwertet werden. Genau wie Holz, Öl, Gas und Kohle bei ihrer Verbrennung. Auch das sind nichts als Kohlenstoffverbindungen, die wir energetisch nutzen. CO2 entsteht also so oder so.

CO2 ist unter den Bedingungen unserer Atmosphäre ein Gas und vermischt sich locker mit unserer Atemluft. Wir sehen es nicht, wir riechen es nicht, wir hören es nicht, wir schmecken es nicht und wir ertasten es nicht.

Feststellung 2:

Es hat aber Wirkungen: Es absorbiert Strahlungsenergie und kann so tendenziell die Atmosphäre aufheizen. Eine besondere Eigenschaft ist die von Svante Arrhenius endeckte Fähigkeit, kurzwelligeres Licht zu resorbieren und als langwelligere Wärmestrahlung wieder abzugeben. Grundsätzlich können das sehr viele Materialien – und wir nutzen das für Wärmestrahlanwendungen, allerdings nicht in der Intensität und vor allem nicht mit direkter Wirkung in der Atmosphäre. Selbst wenn der genaue Effekt noch immer nicht detailliert erforscht und nachgewiesen ist, so sind die statistischen Zahlen jedoch beeindruckend genug, den Effekt mindestens als stark klimarelevant zu beurteilen und schon rein vorsorglich aus Gründen der Existenzssicherheit für Fauna (inklusive Mensch) und Flora den weiteren Anstieg von CO2 in der Atmosphäre nicht nur zu reduzieren oder zu verhindern, sondern gezielt auf eine Verringerung der aktuell in der Atmosphäre vorhandenen Gesamtmenge hinzuarbeiten. Gerade den konservativsten aller Politiker sollte das Sicherheitsargument Grund genug sein, effektiv und wirkungsvoll zu handeln. Statt die Dinge weiterhin der freiwilligen Selbstregulierung der Wirtschaft zu überlassen. Die mittlerweile überdimensionierten Freigehege für „Big Business Alphatiere“ werden spätestens dann überflüssig, wenn es keine Arbeitsbienen und keine Käufer derer Produkte mehr gibt.

Für den Menschen ist CO2 in geringer Konzentration nicht giftig, es behindert aber die Sauerstoffaufnahme. Eine erhöhte Konzentration von CO2 in der Umgebungsluft führt bei Menschen zu Kopfschmerzen und kann letztlich Bewußtlosigkeit auslösen. Eine Konzentration von 8 % oder mehr kann nach 30 bis 60 Minuten sogar zum Tod führen.

Nun könnte jeder verständlicher Weise denken, die derzeitigen 0,4 % in der Atmospähre, von denen wir auf Grund der statischen Daten nahezu sicher annehmen dürfen, sie würden den Klimawandel auslösen, diese gerade mal 0,4 % können uns ja nichts anhaben. Die Atmen wir locker wieder weg und fahren im Zweifel öfter mal in die Natur, wo die Atemluft weniger CO2 hat, oder kaufen uns ein Sauerstoffzelt. An der Stelle sei erwähnt: Michael Jackson ist übrigens trotz Schlafens im Sauerstoffzelt recht jung gestorben. Oder vielleicht gerade deshalb.

Zusammenhang 1: Wir sind direkt betroffen!

Die soeben berschriebene Vorstellung ist zwar naheliegend, hat aber zwei Haken:

1. Ist 0,4% der weltweite Durchschnittswert von CO2 in der Atmosphäre und sein Anwachsen geht rein zu Lasten des in der Atmosphäre enthaltenen O2, also Sauerstoffs, den wir problematischer Weise zum Atmen brauchen…

2. Ist die chemische Bindungsnergie von CO2 ca. 200 Mal höher als die von O2. Das heißt, je mehr CO2 in der Atmosphäre, die wir einatmen, vorhanden ist, desto weniger O2 können wir bei jedem Atemzug aufnehmen und gegen CO2 austauschen. Hinzu kommt, dass die Austauschrate der Membranen unserer Lungenbläschen von der Differenz der Konzentration an CO2 Innen zu Außen abhängt. Mit anderen Worten, die Aufnahmerate von O2 sinkt auch dadurch. Wenn auch nur leicht und noch kaum messbar, so ist der Effekt beider Faktoren der einer tendenziellen Anreicherung von dauerhaft präsentem CO2 im Blut.

Natürlich wird unser Körper, der über die besten derzeit verfügbaren Sensoren verfügt, das nicht zulassen wollen. Denn eine höhere CO2-Konzentration bedeutet für ihn, dass er für Ausgleich sorgen muss. Er „denkt“ die aktuell abgerufene Leistung des Körpers sei höher z. B. durch Sport, Arbeit oder Stress und erhöht daher Atemfrequenz, Blutdruck, Puls. Kurz: Er zieht alle Register, steuert gegen und wir werden den Anstieg von CO2 im Blut kaum messen können. Zumindest solange er im Veränderungsbereich eines normalen Lebens bleibt.

Was wir aber bemerken, ist ein steigender Regenerationsbedarf, oder eine abnehmende Leistungsfähigkeit, eine Zunahme von Kreislauf- und Atmungsrelevanten Krankheiten, mehr Phasen von Müdigkeit und ab einer bestimmten Anreicherung des Bluts mit CO2: Häufiger Kopfschmerzen oder Konzentrationsschwächen.

Ausgleichen können wir das nur durch mehr Sport, mehr Spazierengehen und mehr Ruhe bei ausreichend unverbrauchter Luft. Was zu Lasten der Arbeitseffizienz geht.

Und nicht vergessen: Auf Grund der 200 mal stärkeren Bindungsenergie von CO2 ans Hämoglobin reichert sich ein Mehr an CO2 in sich selbst verstärkender Weise stärker im Blut an. Der Ausgleichsaufwand steigt also weiter- die Zunahme körperlicher Folgen allerdings auch.

Unter dem Strich: Steigendes CO2 in der Atmosphäre verursacht bereits jetzt exponentiell steigende indirekte Kosten, welche über kurz oder lang vor allem die Wirtschaft betreffen, die sich aktuell noch an dem kostenlosen Abfalllager für CO2 – der Atmosphäre – schadlos hält. Hört man den herausgehobenen Vertretern der Wirtschaft, der Verbände und der von ihnen unterstützen politischen Kräfte zu, hat man keineswegs den Eindruck, als wären sich die Betreffenden dieser nun wirklich sehr einfachen Zusammenhänge auch nur im Ansatz bewußt. Und gerade bei sich selbst verstärkenden Effekten greift jede lineare Betrachtungsweise der Entwicklung zu kurz. Die einzige Linearität besteht in der dynamischen Verkürzungrate der verbleibenden Restzeit, um die Katastrophe aufzuhalten.

Zusammenhang 2: Der Vorrat an natürlichen Ressourcen gehört allen Menschen gemeinsam. Vor allem den nachfolgenden Generationen!

Diese These mag den meisten Apologeten und Elegikern einer rendite- und profitorientierten als „frei“ oder auch „sozial“ apostrophierten, aber in Wahrheit der Willkür großer Kriegskassen unterworfenen Marktwirtschaft gegen den Strich gehen, droht sie doch mit der Konsequenz, die Ausbeutung natürlicher Ressourcen begründet zu verteuern. Manche würden sogar sofort behaupten, das sei Kommunismus pur. Das stimmt allerdings nicht. Es ist Liberalismus pur.

Das derzeit geltende Paradigma der Wirtschaft lautet: „Höhere Preise bedeuten höhere Kosten und das kostet Arbeitsplätze!“ Weil ja Arbeitsplätze der Dreh- und Angelpunkt allen Lebens sind. Es scheint, als wäre es vollkommen irrelvant, wie es Menschen in ihrem Leben geht; wie sie mit den Herausforderungen zu recht kommen, mit denen Sie konfrontiert sind. Egal ob Gesundheit, Naturkatastrophen, steigende Lebenshaltungskosten: Hauptsache sie haben Arbeit. Dann ist alles gut, lautet die einfache Formel. Eingängig und leicht zu Glauben, aber zu 0% belastbar. Ob Menschen nun von der Arbeit leben können oder durch die Arbeit Schaden erleiden, oder sich buchstäblich arm arbeiten oder arm sparen, ist ohne Bedeutung.

Da verwundert es nicht, wenn bei jeder Diskussion immer ein Vertreter der Wirtschaft oder irgendein der Wirtschaft sich verpflichtet fühlenden Politiker aufsteht und kurzatmige Sätze sagt, wie: Wenn der Strompreis auch nur um einen Cent steigt, dann ist die XXX-Industrie weg und produziert bei Trump. Und damit jede Veränderung aus einem leicht erkennbar komplett kurzsichtigen Argument heraus zu unterbinden versucht. Selbst wenn das Argument noch so weit an jeglicher Lösung des Problems vorbei geht.

Dabei sollte doch klar sein: CO2-Emissionen verursachen bereits jetzt enorme Kosten, die sich nirgendwo abbilden. Die derzeitge Bewirtschaftung natürlicher Resourcen stellt spätestens nachfolgende Generationen vor das Problem, dass ihnen nichts hinterlassen wurde. Da bekommt die Idee der „Schwarzen Null“ doch gleich eine völlig andere Bedeutung.

Wir verhalten uns wie ein Mietwagenfahrer, der mit der goldenen Kreditkarte in der Hand Fahrzeuge mietet und sie dann bei leergefahrenem Tank am Strassenrand stehen läßt, während die Kreditkarte entweder nicht gedeckt oder gefälscht ist.

Feststellung 3:

Die nächsten Generationen werden kein Erdöl, Gas oder keine Kohle mehr verbrennen können.

Einmal, weil ihnen buchstäblich die Luft ausgeht und weil schlicht keine natürlichen Ressourcen mehr da sind, die man mit realiserbarem Aufwand ausbeuten könnte. Selbst wenn man so töricht wäre, so wie bisher weitermachen zu wollen.

Dabei ist es seit je her konstituierendes Grundprinzip der menschlichen Zivilisation, für die privilegierte Inanspruchnahme allgemein verfügbarer Leistungen, Produkte oder Ressourcen einen angemessenen Gegenwert zu bezahlen.

Gerade die Sichtweise der liberalen politischen und wirtschaftlichen Theorie, die faktisch weltweit Grundlage unserer Wirtschaftsform und Lebensweise ist – schließlich wurde sie ja aus den Phänomenen des realen Lebens abgeleitet – geht davon aus, dass alles, was – zumindest auf diesem Planeten – existiert, gemeinschaftlicher Besitz der gesamten Menschheit ist und erst durch Urbarmachung zu individuellem Besitz wird.

Wobei der hinzutretende demokratische Gedanke es erforderlich macht, dass alle anderen der Inbesitznahme von egal welchem Teil des gemeinschaftlichen Besitzes durch einen oder mehrere Individuen formell zustimmen müßten. Die Diskussion über das wie und wo und wann ist an dieser Stelle jedoch müßig. In der Praxis geht es so vor sich, dass der Nutzer an die Repräsentation bzw. Administration der Gemeinschaft einen Ausgleich bezahlt.

Feststellung 4: Die Emission von „Green House Gases“ wie CO2 beruht auf der physischen Verwendung in Form von Zerstörung gemeinsamen Besitzes der Menschheit und muss daher so vergütet werden, dass nachfolgende Generationen trotz der fehlenden Ressourcen weiter auf dem Planeten leben können. Wie bei jeder ganz normalen Inanspruchnahme für Aufwandsentschädigung oder Schadenersatz auf Grund persönlichen Verhaltens muss der Verursacher also so viel für seine Aktivität bezahlen, als nötig ist, um den Ursprungszustand oder ein Äquivalent desselben wieder herzustellen.

Das bedeutet: Ein fairer Preis für CO2 muss mindestens so hoch sein, wie es die Kosten für das recyceln und die Umwandlung in einen anderen, verwertbaren Stoff erforderlich machen. Mit anderen Worten, CO2 hat einen fixierbaren Mindestpreis und die Regierungen der Welt sind gehalten, diesen zur Kompensation der Folgen für ihre heutigen Staatsbürger oder in weniger demokratisch entwickelten Ländern für ihre Staatsangehörigen einzufordern.

Das Klimaschutzabkommen COP 21 von Paris bietet dazu einen idealen Ansatzpunkt, da sich hier eine überwältigende Mehrheit von Staaten zum Handeln verpflichtet hat.

Festestellung 4:

Das Thema verlagert sich also von der Zulässigkeit von Ressourcenverwendung – die eindeutig mit Ja zu beantworten ist – auf die Bezahlung eines angemessenen Preises durch den Entnehmer.

Herausforderung 1:

Nationale Alleingänge – sinnvoll oder nicht?

Darüber läßt sich trefflich streiten und jede Menge weitere Zeit vergeuden. Schweden hat seit 1991 eine CO2-Steuer und derzeit einen Preis von 150 € je Tonne oder 1,5 ct je 100 g.

Schweden ist dennoch eine gut aufgestellte und erfolgreiche Industrienation.

Es geht offenkundig also auch im nationalen Alleingang. Der „Abfärbeeffekt“ durch Vorbildwirkung bleibt allerdings nach nun 26 Jahren Besteuerung auf der Strecke. Ist also kein starkes Argument mehr für nationale Alleingänge.

Dazu kommt, dass nationale Alleingänge in der Regel bereits eher im Vorfeld an einheimischen Widerständen scheitern, als internationale Vereinbarungen.

Drittes und wesentliches Argument gegen nationale Alleingänge ist die damit unweigerlich verbundene Schlechterstellung im internationalen Wettbewerb. Ob diese dann jeweils im durch die Gegner eine effektiven CO2-Bepreisung aufgebauschten Umfang auch tatsächlich auftreten würde, sei dahingestellt.

Tatsache ist, das eine wirksam umgesetzte internationale Vereinbarung dieses Argument zuverlässig und vollständig entkräftet.

Zudem betrifft das Problemfeld via die gemeinsame und unteilbare Ressource „Atmosphäre“ schlicht alle Länder.

Daher bietet das Pariser Klimaprotokoll den geeigneten Ansatzpunkt für ein weltweites CO2– oder GHG-Regime.

Herausforderung 2:

Eine CO2-Bepreisung führt direkt zum Anstieg der laufenden Energiekosten für jeden Bewohner des Planeten und indirekt zum Anstieg seiner weiteren Lebenshaltungskosten.

Bereits geringe Zusatzkosten haben dabei spürbare Effekte. Stellen wir uns folgendes vor:

Ein durchschnittlicher Mensch in einem durchschnittlichen Land braucht 1.000 kWh Strom Jahr und 2.000 kWh Heizwärme. Wir sprechen hier von der Nutzenergie. Also das, was für den beabsichtigten Zweck tatsächlich genutzt wird!

Beides wird überwiegend aus fossilen Ressourcen bereit gestellt, wobei wir beim Strom Steinkohle ansetzen, beim Heizen Erdgas. Die Stromerzeugung habe eine Effizienz von 30%, die Gasheizung von 90%.

Der gegebene Gaspreis ohne Steuern, Abgaben und Transport sei 2,5 ct / kWh, der für die Steinkohle 2 ct / kWh.

Eine kWh aus Erdgas emittiert bei der Verbrennung 220 g, eine kWh aus Steinkohle 340 g.

Das Recycling einer Tonne CO2 nehmen wir mit Kosten von 150,00 € oder 1,5 ct./ 100 g an.

Da wir beim Bedarf von Endenergie ausgehen, müssen wir nachher (2. Schritt) noch um den Primärenergiefaktor ergänzen, um den Gesamtaufwand ab Kohletagebau oder Gasfeld abzubilden.

Der soll für beides bei 1,1 liegen.

Erstens gilt es die Effizienz zu betrachten, um von der Nutzenergie auf die Endenergie zu kommen: In Schritt 1 ergeben sich beim Strom 3.330 kWh und beim Gas 2.220 kWh auf Endenergie.

PE-Faktor: Damit kämen wir in Schritt 2 auf 3.670 kWh Strom und 2.440 kWh Wärme bei der Primärenergie. Die Berechnung der Primärenergie über den PE-Preis ist ihrer Natur nach virtuell. Man könnte genauso den Preis mittels PE-Faktor skalieren. Das Ergebnis wäre identisch.

Die Bereitstellungskosten am Erzeugungsort ohne CO2-Preis lägen damit bei

Strom: 3.670 kWh PE * 2,0 ct. Energiepreis Kohle = 7,4 ct / kWh ohne CO2-Preis.

Wärme: 2.440 kWh PE * 2,5 ct Energiepreis Gas = 6,1 ct / kWh ohne CO2-Preis.

Kommt eine CO2-Bepreisung hinzu und kosten 100 g CO2 1,5 ct, dann ergeben sich für jede kWh aus Kohle ein Aufschlag von 6,8 ct und für Gas von 3,3 ct.

Strom: 3.670 kWh PE * 2,0 ct. Energiepreis Kohle = 14,2 ct / kWh mit CO2-Preis.

Wärme: 2.440 kWh PE * 2,5 ct Energiepreis Gas = 9,4 ct / kWh mit CO2-Preis.

Mit diesen Handelspreisen ist Minimum zu rechnen. Dazu kämen Transport, Verteilung, Handelsmargen, Risikoprämien und Steuern. Während Transport und Verteilung nur indirekt steigen, steigen die preisabhängigen Zusatzkosten wie Steuern und Margen direkt als Prozentsätze.

Im Ergebnis verteuert sich Energie massiv und alle weiteren Produkte verteuern sich ebenfalls stark. Da dies zu spürbaren Kaufkraftverlusten speziell der einkommensseitig schlechter gestellen Menschen führt – für jeden steigt der Warenkorb um den gleichen Betrag, unabhängig von seinem Einkommen, muss daher ein gut definierter Teil der generierten Einnahmen zur gleichmäßigen Kompensation jedem einzelnen Bewohner des Planeten zurückgegeben werden.

Die Dringlichkeit dieser Umverteilung ergibt sich zudem bereits aus der Tatsache, dass die gesamten Ressourcen des Planeten per se zunächst einmal gemeinsamer Besitz aller Menschen sind und jede individualisierte und exklusive Verfügung darüber folglich allen anderen gleichermaßen zu Gute kommen muss, wie auch der Nutzungsaufwand über Marktpreise abgebildet wird. Allein deshalb sind weltweit in etwa gleiche Energiepreise schon eine logische Schlussfolgerung.

Dieses Set-Up würde zwar im Prinzip kein einziges Land und keinen Menschen benachteiligen und könnte daher von allen Unterzeichnern des Pariser Protokolls direkt umgesetzt und getragen werden. Doch wird jedes Land reklamieren, dass für eine Defossilierung (nicht Dekarbonisierung) ein Infrastrukturausbau erforderlich ist, der auch eingepreist werden muss.

Um hier ebenfalls Chancengleichheit zu wahren, müßte eine weltweite Emissionbepreisung eine Preiskomponente für denStaat enthalten. Wie z. B. den Grundtarif einer Energiesteuer von 2 ct / kWh.

Herausforderung 3:

Da es weltweit überwiegend nur Staaten gibt, in denen auf Grund der früheren Politiken massiver staatlicher Energieversorgung und des Mißbrauchs künstlich erzeugter, billiger Energiepreise zur politischen Lenkung sich die Erzeuger-Energiepreise im Grund auf dem ganzen Planeten weit unter den realen volkswirtschaftlichen Kosten befinden, hätte eine sofortige weltweite Erhöhung massive Folgen in jedem Land. Millionen Menschen und Unternehmen könnten sich die neuen Preise nicht leisten.

Vor allem da die politisch gesteuerte Unterbepreisung ja innerhalb der unvermeidlichen Marktfunktionen in jeder Gesellschaft dazu führt, dass Menschen auf eine zu angemessenen Energiepreisen passende Entlohnung ihrer Arbeitskraft zu verzichten geneigt sind, um den Arbeitsplatz nicht zu gefährden.

Das Mantra des Glaubens an „Billiger = Effizienter = Fortschritt“, welches im „Geiz ist Geil“ Marketing gipfelt, erweist sich hier als fataler Trugschluss.

Nichts desto trotz ist es notendig allen Betroffenen Zeit zu geben, sich an die neue volkswirtschaftlich sinnvolle Bewertung der Energiepreise anzupassen. Von daher ist es notwendig, nach der grundsätzlichen internationalen Einführung eine gestaffelte Steigerung der CO2-Bepreisung vorzunehmen.

Herangehensweise:

Eine wesentliche Grundlage meiner Überlegungen zu einer CO2-Bepreisung beruht folglich auf einem ähnlichen Gedanken wie ihn auch der Verband VKI jüngst geäußert hat:

Ein etappenweises Vorgehen.

Würde man die aktuellen Kosten für ein potentielles CO2-Recycling sofort auf das kWh umlegen, kämen wir tatsächlich auf ca. 1,5 ct / 100 g.

Die Tonne CO2 zu Methan zu verwandeln kostet laut Recherchen von Prof. Michael Sterner 80 €, andere Quellen geben 70 € oder sogar 90 € an. Es ist unter Strich aber erst mal Tofu, wie viel es ist. Schlicht, weil jede exakte Preisbenennung spekulativ ist, derzeit die zugehörigen Technologien zwar verfügbar, aber weder in Landes-, Bundes- oder gar Globalem Maßstab sofort nutzbar vorhanden sind und sich allein deshalb zunächst eine Abschätzung der potentiellen Kosten an Hand dieser vorläufigen Meinungen empfiehlt, deren Validierung im Lauf des Ausbauprozesses efolgen wird.

Hinzu kämen für einen Teil des gewonnen H2 und des synthetisierten CH4 deren Verflüssigung als einzig handelbare mobile Transportmöglichkeit. Allein deshalb empfiehlt sich auch hier schon eine weitgehend kleinteilige, dezentrale Aufstellung von Elektrolyseuren und anderen Anlagen, vor allem Verflüssigern, um die entstehende Abwärme direkt vor Ort nutzen zu können. Sehr lohnenswert wäre wohl die Planung und Realisierung eines eigenen CO2-Netzes parallel zum Erdgasnetz, an Stelle der typischen und letzlich irreführenden Endlagerungs-Strategie bzw. „Endlösung“-Strategie des unverändert umjubelten CCS.

Also, CCS ist inzwischen vor allem die Abkürzung für das in der BRD entwickelte „Combined Charching System“ für Elektrofahrzeuge und nicht mehr so sehr „Captured Carbon Storage“….

Das Einfangen des freien, atmosphärischen CO2, welches verschiedentlich mit Kosten von um die 35 € plus minus 5 € je Tonnen angegeben wird, ist ein weiterer Faktor. Für dessen Umsetzung sind allerdings noch längst nicht alle denkbaren Technologien entwickelt oder gar ausgedacht worden. Es ist bereits möglich, steckt aber noch in den Kinderschuhen.

Dazu kämen sicher noch Kosten für Handel und Verwaltung.

Deshalb würde ich für den Start mit 150 € / to kalkulieren. Was übrigens dem derzeit gültigen C02-Preis in Schweden entspricht. Schweden hat wie bereits erwähnt seit 1991 eine CO2-Steuer und gehört trotzdem zu den führenden Wirtschaftsnationen. Was also können die Schweden, was wir nicht auch könnten.?

Die verursachergerechte Verteilung kann sich indessen nur an der Masse des freigesetzten orientieren CO2 orientieren. Zudem ist es ein natürliches Bedürfnis jedes Staats, sich für seine Funktion verläßliche Einnahmequellen aufzubauen.

Wie kann man so eine faire Bepreisung also angehen?

Ich schlage also vor, dass jedem zum Einsatz kommenden Energieträger an Hand seiner spezifischen CO2-Emission pro kWh ein Faktor zu gewiesen wird.

Die spezifischen CO2-Emissionen jedes Energieträgers pro kWh sind bekannt und liegen zwischen 0 und bis zu 500 g CO2 pro genutzter kWh.

Ebenfalls klar dürfte geworden sein, dass 150 € / to. ein angemessener Prognosepreis sind, aus dem sich 1,5 ct. für 100 g CO2 ableiten lassen.

Für 100 g gilt deshalb als Bezugsgröße der Faktor 1. Sobald ein primärer Energieträger eine kWh Endenergie bereit stellt, dann soll der jeweils allgemein gültige CO2-Preis pro 100 g mit diesem Faktor multipliziert werden und als Aufschlag auf eine Energiesteuer von 2 ct / kWh bezahlt werden.

Wenn die Verbrennung von Erdgas 220 g CO2 pro kWh erzeugt, dann lautet der Faktor 2,2, bei Steinkohle mit 340 g CO2 /kWh = 3,4; für alle anderen Primärenergieträger gilt entsprechendes. .

Zusätzlich ist jeder Energieträger wie im Beispiel gezeigt mit einem so genannten Primärenergie-Faktor behaftet, der den Zusatzaufwand für die Beschaffung (Abbau, Exploration, Transport) adressiert.

Für Erdgas, Erdöl, Steinkohle und Braunkohle ist das derzeit 1,1; für Strom im deutschen Strommix ist der Wert inzwischen 1,8, für Biomasse 0,2 und für PV-Strom 0

Die Formel für die Steuer lautet also:

CO2-Tax = (Q * PE-Faktor * Emissionsfaktor +Energiesteuer) * 1 ct.

Die Energiesteuer bekommt der jeweilige Staat, den Aufschlag soll der IWF verwalten und z. B. an jeden Erdenbürger als eCash auszahlen.

Zur Nachprüfung: 150 € angenommener Recyclingkosten pro Tonne sind, wenn ich mich nicht irre, 15.000 ct. / 1.000.000 g. Oder 15 ct / 1.000 g oder 1,5 ct. 100 g.

Jede kWh importierte Steinkohle würde dann mit (1 * 1,1 * 3,4 + 2) ct. beaufschlagt. Was ungefähr 5,75 ct. / kWh ausmacht. Das wäre schon deutlich spürbarer.

Allerdings ist für die Stromerzeugung noch die Effizienz der Kraftwerke zu berücksichtigen. Da diese vorab nicht genau bestimmt werden kann, bleiben an dieser Stelle nur der Wirkungsgrad des Kraftwerks oder die durchschnittlichen Effizienzen der vergangenen Jahre. 0,3 bzw. 30% für den Wirkungsgrad wären angemessen. Für die Erhebung der Steuer wäre das allerdings uninteressant, weil die Steuer ja bereits bei Import / Förderung / Gewinnung erhoben wird. Den Grundtarif von 2 ct./kWh erhält das Land, in dem der Ort des Verbrauchs liegt. Der Emissionszuschlag geht an jeden Menschen direkt, also auch an die Bewohner des Landes, in dem die fossile Ressoruce ursrünglich gefördert wurde.

Der Effekt wirkt sich nur bei den Betriebskosten aus. Der Steuerzuschlag käme im Fall der Steinkohle mit 19,17 ct. beim Verbraucher als Kosten an. Was nicht nur für private, sondern vor allem auch für die Industrie zu viel auf einmal wäre.

Deshalb noch mal der Vorschlag in iterativen Schritten – also etappenweise – vorzugehen und bei 0,15 ct / kWh PE-Energie nach der Klammer zu beginnen und diesen Betrag jedes Jahr um 0,15 ct zu erhöhen.

Die wesentlichen Vorteile sind die konstante Umstrukturierungsgeschwindigkeit, der stetig wachsende Anreiz auf RES zu setzen und die machbare Gewöhnung. Löhne und Preise können langsam nachziehen und ein bewußteres Verhalten fördern.

Unternehmen können sicher sein, dass ihre Kostenerhöhungen alle Mitbewerber weltweit gleichermaßen betreffen.

Verweigerer-Staaten, wie derzeit die USA, müssen nicht teilnehmen, werden aber dann mit Exportzöllen auf eingesetzte Energie und keinem Erlass der Energiesteuer bei Import aus einem Teilnehmerland konfrontiert. Darüberhinaus bekommen ihre Bürger keine Ertragszuweisung aus dem internationalen Klimasteuer-Fonds, der durch die Abgabe automatisch beim IMF entsteht.

Vor allem ist es möglich während des gesamten Prozesses die Wirkungen beobachten und korrgierend eingreifen.

Wichtig ist, bei der Energie aus dem Circulus Vitiosus des Erhalts der Wettbewerbsfähigkeit zu kommen und dabei die Verweigererstaaten unter Druck zu setzen.

Letzlich bewirkt dieses System einen massiven und nachhaltigen Anstoss für alle bei der sinnvollen Verringerung der Emissionen und verändert das Lohn- und Preisgefüge hin zu einer realitischen und in die Zukunft weisenden Bepreisung von Energie.

Es ist nahezu aufkommensneutral, bedeutet keinerlei Kosten für die teilnehmenden Staaten, sondern vergrößert sogar deren Einnahmebasis, schafft damit Spielräume an anderen Stellen und ermöglicht, alle Arten der Förderung und Subventionen für die Energiebereitstellung aus RES vollständig zu beenden, da die sachgerechte Einpreisung der Emissionen die derzeit noch immer wirksamen Nachteile der RES und der verknüpfbaren Speichertechnologien endgültig aufhebt.

Der dadurch zu erwartende Investitionsboom beruht auf energetischer und ökologischer Effizenz, vergrößert das Wachstum automatisch und sorgt für Nachhaltigkeit.

Hierzu Nein zu sagen, kann mit rationalem Verstand nicht begründet werden. Nur mit Glauben, Meinen oder Größenwahn.

Plädoyer:

Wir können es. Wir dürfen es. Wir sind gut beraten, es anzupacken.

Machen wir es!

Unklarheiten und Widersprüche betreffend die Energiepolitik zwischen EU und BRD

Textausarbeitung zum VORTRAG über die Unklarheiten und Widersprüche zwischen den Ebene EU und BRD betreffend die Energiepolitik und den Ausbau leistungsfähiger Übertragungsnetze

 

Es bestehen klare Diskrepanzen auf den Ebenen EU – BRD zwischen Methodologie, Bewertungsgegenständen, in Betracht gezogener Technik, Datenauswahl, Zielen der Netzverstärkung, Begründungen und Zukunftsprognosen für das europäische System zur Versorgung mit elektrischer Energie. Auf diese hinzuweisen ist der Sinn dieser Übung, des Vortrags und meiner Ausarbeitung. Kommentare Gedanken und Trollerei meinerseits sind kursiv gestaltet..

  • Energiewende, Netzausbau, wer blickt da eigentlich noch durch?
  • Braucht‘s das?
  • Welchen Nutzen – und damit Sinn – ergibt das?
  • Woher kommt der Bedarf?
  • Wohin kann die Reise gehen?
  • Wohin soll Sie gehen?
  • Orga-Foo – Wer ist für was zuständig, wer auf EU-Ebene, wer auf Staatsebene? – und Diktion /Begriffe
  • Power, Leistung, Arbeit, Energie, Kapazität, Übertragung und Verschiebung.
  • 1. ENTSO-E vs. BNetzA und ACER VS NRA oder Regulierungsbehörde
  • 2. TSOs / DSOs VS ÜNB / VNB
  • 3. EC / EP VS Regierungen / regionale Parlamente
  • 4. RSC – Regional Security Coordinators / Regionale Sicherheitskoordinatoren vs. NN
  • 5. BEUC – Bureau Européen des Unions de Consommateur / Europäischer Verbraucherverband VS NN

 

  • 2. Ziele / Goals – Was wollen die einzelnen Akteure erreichen? Gemeinsamkeiten / Unterschiede. TYNDP und Szenariorahmenentwurf im Vergleich

 

  • 1. TYNDP 2016 … Europas Klimaschutzziele bis 2030 erreichen (TYNDP exec. 2016 S. 3) … VS NN
  • 2. Die Verschiebung großer Mengen RES (TYNDP exec. 2016 S. 3, 6) … VS NN
  • 3. 80% der Emissionen werden bis 2030 abgebaut sein (TYNDP exec. 2016 S. 3) VS als Nebenbedingung vorzugeben, so dass der deutsche Kraftwerkspark im Jahr 2030 maximal 165 Millionen Tonnen CO2 emittiert (2035 137 Mi. to / SRE S. 5) und Reduktion der Treibhausgas-Emissionen gegenüber 1990 bis 2020 um 40% und bis 2030 um 55%. (SRE S. 70) / § 1 EEG-E 2016: 40% bis 45% bis zum Jahr 2025 / 55% bis 60% bis zum Jahr 2035 / mindestens 80% bis zum Jahr 2050. Dieser Ausbau soll stetig, kosteneffizient und netzverträglich erfolgen. (SRE S. 80)
  • 4. Eine Durchdringung von mindestens 27% RES (TYNDP exec. 2016 S. 5) VS RES-Ausbaukorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 (SRE S. 70)
  • 5. Mindestens 27% Energieeinsparung (TYNDP exec. 2016 S. 3) VS Senkung des Primärenergieverbrauchs gegenüber 2008 bis 2020 um 20% (SRE S. 5)
  • 6. Reduktion der Engpasssituationen um 40% (congestion / TYNDP exec. 2016 S. 15) VS Bestehende und nach den Bedarfsprognosen zu erwartende Netzengpässe sind zu vermeiden, um insbesondere die gesamte Energie der Stromerzeugungsanlagen aufzunehmen und weiterleiten zu können (SRE S. 77)
  • 7. 2030 Entwicklung der künftigen Betriebsführung und des Marktdesigns steht erst noch an (TYNDP exec. 2016 S. 32) VS Bei der Ermittlung der Szenarien ist grundsätzlich von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen, da die Entwicklung der gesetzlichen Grundlagen bis 2030 bzw. 2035 ebenso wenig vorhersehbar ist wie die Entwicklung der Marktpreise oder die Verbreitung neuer Technologien (SRE S. 73).
  • 8. Versorgungssicherheit (= SoS, TYNDP exec. 2016 S. 36, 41) VS Aufgabe des Netzentwicklungsplans ist, im Grundsatz ein Netz zu planen, das ohne teure Re-Dispatch-Maßnahmen sicher funktioniert (SRE S. 86).
  • 9. Die Netzentwicklung ist das zentrale Instrument um die Ziele der Energieunion zu erreichen VS Die Bundesnetzagentur ist weiterhin der Ansicht, dass das volkswirtschaftliche Optimum in einem deutschlandweiten bzw. europaweiten Energiemarkt liegt. Die Netze dienen auch dazu, diesen Markt zu ermöglichen (SRE S. 97).
  • 10. Der TYNDP 2016 operiert mit einem erweiterten Blickwinkel: Er sorgt für ein transparentes Bild des Europäischen Übertragungsnetzwerks für Elektrizität. VS Ablehnung von Transparenz und Öffentlichkeit durch ENWG.
  • 11. Einen Ausbauschub für die Infrastruktur mit einem Mehr lokaler Erzeugung, Speicherung und Nachfragemanagement (TYNDP exec. 2016 S. 43) VS NN
Annual Work Programme 2018 vs. SRE

 

  • 12. Bewältigung der globalen Herausforderungen mit denen die Welt konfrontiert ist: Globale Erwärmung, Ökonomische Wettbewerbsfähigkeit, und Versorgungssicherheit (AWP s. 4) VS zu gewährleistenden wichtigen Ziele der Versorgungssicherheit und der Umweltverträglichkeit durch zu gering dimensionierte Netze (SRE S. 78)
  • 13. Übermittlung der Botschaft der EU-Kommission ‘Saubere Energie für alle Europäer2 vom November 2016, (S. 7) VS NN
  • 14. Nachhaltigkeit, SoS, Wettbewerbsfähigkeit und gesellschaftliche Wohlfahrt (AWP S. 8) VS NN
  • 15. Verknüpfung von 23 in einem Ein-Tag-vorab-Markt (AWP S. 8) VS „die Bundesnetzagentur ist weiterhin der Ansicht, dass das volkswirtschaftliche Optimum in einem deutschlandweiten bzw. europaweiten Energiemarkt liegt. Die Netze dienen auch dazu, diesen Markt zu ermöglichen (SRE S. 97).
  • 16. Integration von 260 GW of PV & Wind (AWP S. 8) VS Ausbauziele EEG
  • 17. 11 GW Nachfragemanagement (AWP S. 8) vs. NN
  • 18. Erhalt der Versorgungssicherheit (AWP s. 8) VS ist die Versorgungssicherheit in den einzelnen Regionen selbst bei einer verbrauchsnahen Erzeugung aus Erneuerbaren Energien ohne Netzausbau nicht vollständig gewährleistet (SRE S. 97)
  • 19. 1 Milliarde € Zuwachs an gesellschaftlicher Wohlfahrt (AWP S. 8) VS NN
  • 20. ± 120 TWh Energieaustausch / Jahr (AWP S. 8) VS NN
  • 21. Umsetzung eines einzigen, gemeinsamen Energiemarkts in ganz Europa (S. 10) VS “Volkswirtschaftliches Optimum eines deutschlandweiten oder europaweiten Energiemarktes” (SRE S. 97)
  • 22. Wird zu einem klar effizienteren Europäischen Markt führen und den Verbrauchern Vorteile bringen (AWP S. 10) VS NN
  • 23. Integration der Verbraucher als aktive Marktteilnehmer (AWP S. 17) VS NN
  • 24. Interkonnektivitätsziel bis 2030 15% (AWP p. 17) VS NN
  • 25. Nachhaltiger Übergang (AWP S. 17) VS NN
  • 26. Verstreute Erzeugung (AWP S. 17) VS NN
  • 27. Globales Handeln für das Klima (AWP S. 17) VS NN
  • 28. Klares Ziel ist, das europäische Energiesystem in ein vollständig integriertes umzuwandeln (AWP S. 20) VS NN
  • 29. Hervorhebung der Faktoren Flexibilität, Speicherung, und Ende-zu-Ende Digitalisierung, um verschiedenste Technologien und Dienstleistungen am Markt zu integrieren (AWP S. 20) VS NN
  • 30. Die ENTSO-E wird einen europäischen Elektrizitätsmarkt als Modell definieren, der auf Verordnungen und Richtlinien für das gesamte Netzwerk basiert (AWP S. 26) VS NN
  • 31. Die BEUC sorgt dafür, dass von Anfang an Austausch mit Endverbrauchern stattfindet, um deren Input sie selbst deutlich Betreffendes zu ermöglichen und zu vermeiden, dass sie sich als an das Ende des Gestaltungsprozesses der Verordnungen gesetzt wiederfinden (AWP S. 40) VS NN
  • 32. Ausbau des grenzüberschreitenden gegenseitigen Handels im Dayahead-Bereich: (Vortagesmarkt vor Echtzeitmarkt) und Intraday-Zeitrahmen (AWP S. 10) VS. Die Bundesnetzagentur ist weiterhin der Ansicht, dass das volkswirtschaftliche Optimum in einem deutschlandweiten bzw. europaweiten Energiemarkt liegt. Die Netze dienen auch dazu, diesen Markt zu ermöglichen (SRE S. 97).

 

  • 3. Mittel / Means: Welche Mittel werden eingesetzt?

 

  • 1. Übertragung (TYNDP exec. S. 3, 43, 45, ff) VS Übertragung: (2) ÜNB sind verpflichtet, auf Grundlage der unter Ziffer 1 genehmigten installierten Erzeugungsleistung für die Szenarien B 2030 und C 2030 zur Ermittlung des Transportbedarfs der Marktsimulation … (SRE S. 5) (Konflikt EU-D vorprogrammiert)
  • 2. Speicherung (TYNDP exec. S. 3, 43, 45, ff) VS in den Szenarien erstmalig zusätzlich verschiedene Werte für Treiber der Sektorenkopplung, Flexibilitätsoptionen sowie dezentrale Speicher vorgegeben (SRE S. 70); … Flexibilitätsoptionen und Speicher: (SRES. 88); … bislang fehlender Speichertechnologien, die geeignet sind (SRE S. 97) … (Speicher sind in D KEINE Option)
  • 3. Nachfragemanagement (TYNDP exec. S. 3, 6) VS Demand Side Management zwei Arten, Lastabschaltung und Lastverlagerung Lastabschaltung: versteht man eine temporäre „Kappung“ dafür geeigneter Lasten, die nicht nachgeholt wird. Diese führt im Ergebnis zu einer Reduzierung des Stromverbrauchs. Bei der Lastverlagerung wird eine geeignete Last verschoben S. 89, Stromverbrauch unverändert… (Zu beachten: Das unterschiedliche Verständnis, was das technisch bedeutet)
  • 4. Steigerung der Effizienz (TYNDP exec. S. 3) VS „Innovation bezeichnet in diesem Zusammenhang den Einsatz neuer Technologien im Stromsektor zur Steigerung der Flexibilität und der Energie-sowie Emissionseffizienz (S. 70); in Szenario A 2030 und B 2030/2035 sowie C 2030 ergänzend Effizienzsteigerungen in Höhe von 27,5 TWh und 32,5/42,3 TWh sowie 55 TWh angenommen, die sich in einer signifikanten Reduktion … niederschlägt (SRE S. 74)

 

Annual Working Programme vs. SRE

 

  • 5. Detaillierte Bewertungsbögen für Projekte zur Verschiebung und Speicherung (AWP S. 3) VS NN

 

Der gegenwärtige methodische Stand der Kosten-Nutzen-Analyse (CBA), entwickelt seitens ENTSO-E in Zusammenarbeit mit den Interessenvertretern und ACER, wurde von der EU-Kommission im Februar 2015 offiziell genehmigt. Die Bewertung von Projekten im Rahmen des TYNDP 2016 gemäß dieser CBA-Methodologie wird wie von der EU-Richtlinie 347/2013 vorgesehen durchgeführt. Der vorangegangenen TYNDP 2014 wurde bereits weitgehend auf Basis einer nahezu finalen CBA-Methodologie erstellt, wobei die in diesem Prozess erkannten Gegebenheiten auf den TYNDP 2016 Einfluss nahmen. Die CBA-Methodologie sorgt für eine Bewertung aller TYNDP-Projekte an Hand vielfältiger Kriterien, die sich über eine breite Spanne von Indikatoren erstreckt, wie im nachfolgenden Schema dargestellt. Übersetzung des Texts in der folgenden Abbildung

 

 

  • 6. Interkonnektivitätsziele der EU VS (3) Um den Netzentwicklungsbedarf zu reduzieren, sind die ÜNB in allen Szenarien verpflichtet, auf Grundlage der unter Ziffer 1 genehmigten installierten Erzeugungsleistung für die Ermittlung des Transportbedarfs eine reduzierte Einspeisung aller Onshore Windenergie-und Photovoltaikanlagen (Bestands-und Neuanlagen) zu Grunde zu legen. (SRE S.5) … Allerdings müssen die Szenarien B 2035 und C 2030 die Ausbaupfade des § 4 EEG-E 2016 leicht überschreiten, um die prozentualen Ausbauziele des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 einhalten zu können (SRE S.74)

 

 

  • 7. Marktflussstudien (AWP S. 15) VS NN

 

  • 8. Das optimale Interkonnektivitätsziel für die Kapazitäten in 2030 muss “den Kostenaspekt ebenso wie das Handelspotential in den betreffenden Regionen in Rechnung stellen“. (AWP S. 17 VS. NN
  • 9. Es gilt ein 15%-Ziel, bezogen auf die installierte Kapazität für 2030 (AWP S. 17) VS NN
  • 10. Es gilt bessere qualitative und quantitative Maßstäbe ausfindig zu machen, wie Handelsflüsse, Spitzenlasten und Flaschenhälse, die klar herausstellen, wie viel Interkonnektivität benötigt wird.“ (EP, ITRE, Dez./15 // AWP S. 17/18) VS Bestehende und nach den Bedarfsprognosen zu erwartende Netzengpässe sind zu vermeiden, um insbesondere die gesamte Energie der Stromerzeugungsanlagen aufzunehmen und weiterleiten zu können (AWP S. 77)
  • 11. Beobachtung, Vorhersage und Überwachung der verstreuten RES-Erzeugung und Leistungsmanagement (AWP S. 24) VS NN (Nicht etwa Erzeugungsmanagement oder Lastmanagement)
  • 12. Gesicherte Einführung des Dynamic Line Rating erweist sich daher als ein Projekt pan-europäischer Bedeutung VS NN http://ieeexplore.ieee.org/abstract/document/545961/?reload=true
  • 13. PCI-Auswahlprozess, PCI-Leitvorhaben können zu nationalen Übertragungsvorhaben angemeldet werden VS NN
  • 14. Der zweite Schlüssel liegt in einer verbesserten Erläuterung von Warum und wie von Vorhaben VS NN
  • 15. Betriebsführung und Marktdesign für 2030 sind noch zu entwickeln VS „Im Rahmen dieses Netzentwicklungsplans Strom – Version 2017 (NEP 2030) erfolgt erstmalig eine modellgestützte Analyse der nationalen und regionalen Stromnachfrage sowie Last mit hoher Granularität“.

(S. 7. Fraunhofer_ISI_2017_Netzentwicklungsplan_Strom).

 

 

  • 16. Laufende Zustandsanalyse für den TYNDP mit einer Auflösung in einem einstündigen Zeitfenster (AWP S. 32) VS Entgegen dem Vorgehen bei klassischen Stromanwendungen wird das Lastmanagement neuer Stromanwendungen nicht in der Marktsimulation modelliert, sondern in einem eigenständigen Lastmodell (Elektromobilität / SRE S. 90)
  • 17. Technische Mittel zur Kontrolle von Frequenz und Spannung (AWP S. 32) VS Einsatz „intelligenter“ Netztechnik (z. B. regelbare Ortsnetztransformatoren / SRE S. 77)
  • 18. IT-gestützte Technologie an PV und Windanlagen zur Trägheitssimulation und Frequenzkontrolle gegenüber einem deutlich geringeren Grad an Einbeziehung konventioneller Erzeugung VS NN
  • 19. pan-europäische Netzwerk-Normen für die Vernetzung (AWP S. 32) VS NN
  • 20. operative Leitfäden (AWP S. 32) VS NN
  • 21. Ausbau der Schnittstellen ÜNB/VNB (AWP S. 32) VS NN
  • 22. Inrechnungstellung technologischen Fortschritts, der in jedem Fall einen virulenten Faktor für die Konsistenz der getroffenen Annahmen für die Erzeugung darstellt (AWP S. 32) VS NN
  • 23. Ausformulierte Entwicklungsdarstellungen der Szenarien werden notwendige Antworten auf die Fragen für das Handling des Stromsystems und die Profitabilität geben (AWP S. 36) VS NN
  • 24. Marktmodellierung (S. 36 / AWP S. 5) VS (vgl. Fraunhofer ISI & SRE) sind die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, auf Grundlage der installierten Erzeugungsleistung für die Ermittlung des Transportbedarfs in allen Szenarien (SRE S. 77)
  • 25. Nachfragemanagement (DSR/ AWP S. 36) VS NN
  • 26. Die Identifikation systemischer Notwendigkeiten wird grundsätzlich auf pan-europäischen Marktstudien beruhen (um Zielkapazitäten abzuleiten…) VS NN

 

  • Einschub:
  • 26.1. Beachtenswert hier: Der SRE gibt keine Auskünfte darüber, sehr wohl aber die Fraunhofer ISI-Studie, die eine gesonderte Betrachtung wert ist.: Die Jahreshöchstlast ist die maximal in einem Jahr zu einem bestimmten Zeitpunkt auftretende Summe der Leistung aller angeschlossenen Verbraucher am Verteil-und Übertragungsnetz inklusive der Summe der durch den Transport entstehenden Verlustleistung im Verteil-und Übertragungsnetz (S. 106). Fraunhofer_ISI_2017_Netzentwicklungsplan_Strom:

Hierzu wurde eine methodische Vorgehensweise entwickelt, die auf sequentiell aufeinander aufbauenden Modellanalysen basiert. Für die Untersuchung der jährlichen Nachfrage kommt das Energienachfragemodell FORECAST zum Einsatz, das als technologiebasierter Bottom-up-Ansatz konzipiert ist. Für die Ermittlung der Lastprofile wird das Lastgang-Modell eLOAD eingesetzt, das auf einer breiten Datenbasis von technologiespezifischen Lastprofilen basiert. Des Weiteren wurde eine Methodik zur Abschätzung der Marktdiffusion von dezentralen Solarstromspeichern ermittelt (S. 7).

Ein wesentlicher Bestandteil des NEP 2030 ist eine detaillierte Analyse der nationalen Stromnachfrage und Last (S. 10). Bisher ist keine tiefergehende Analyse von zeitlichen Dynamiken in Form von energie- und klimapolitischen Maßnahmen, technologischen sowie strukturellen Entwicklungen erfolgt (S. 10).

Für die Ermittlung der Lastprofile kommt das Lastgang-Modell eLOAD (energy load curve adjustment tool) zum Einsatz, das auf den jährlichen Stromnachfrage-Mengen aus dem FORECAST-Modell aufbaut. (ISI S. 11)

 

  • 27. Neun Indikatoren die von sozioökonomischer Wohlfahrt bis Umwelteinwirkungen reichen (AWP S. 40) VS NN
  • 28. Gemeinsam mit aktuellen Technologien, werden innovative Technologien in die existierenden Infrastrukturen inkorporiert (AWP S. 43) VS Einsatz intelligenter Netztechnik (z. B. regelbare = “intelligent” Ortsnetztransformatoren / SRE S. 77).
  • 29. Projektträger, Regulierer und Politikschaffende müssen selbst etliches von jeder Technologie deren Verfügbarkeit verstehen (AWP S. 43) VS. NN
  • 30. Die gesetzliche Grundlage findet sich im 3. EU-Gesetzespaket für den Energiebinnenmarkt von 2009 VS EnWG und EEG
  • 31. Die digitale Revolution – die 4. industrielle Revolution (AWP S. 4) VS NN
  • 32. Richtlinie zur Bilanzierung von Elektrizität, März 2017 (AWP S. 5) VS NN https://electricity.network-codes.eu/network_codes/eb/
  • 33. Transparenzplattform (AWP S. 5) VS NN (§12f)
  • 34. Öffnung für bidirektionalen Datenfluss zwischen nationalen Operatoren und regionalen Servicezentren (Leitwarten) VS NN (Datenschutz, §12f EnWG)

 

 

  • 35. Transformation unserer Transparenzplattform in ein marktdienliches Instrument: eine einheitliche, intuitive nutzbare und nutzerfreundliche Plattform zur Zentralisierung von Daten aus dem gesamten Binnenmarkt für Elektrizität. (AWP S. 5) VS NN
  • 36. Gesetzliche Marktregeln bringen die Marktintegration voran, um mehr Wettbewerb und Ressourcenoptimierung zu erhalten. Sie legen Regeln für die Kalkulation der Kapazitäten, Vortags- und Echtzeitmärkte wie Prognosemärkte fest VS. NN
CACM-Regeln (Capacity Calculation  /AWP S. 6) vs. NN bzw. VO EK 2015-1222

 

  • 37. THE CACM REGULATION (AWP S. 10) VS NN – (VO EK 2015-1222 Netzkodex Leitlinie für Kapazitätsvergabe und Engpassmanagement.pdf S. 1): … b) eine Analyse der Frage, ob die auf den Märkten für langfristige Kapazität angebotenen Produkte oder Produktkombinationen effizient sind. In diesem Zusammenhang werden mindestens folgende Indikatoren bewertet: i) Handelshorizont; ii) Differenz zwischen Kauf- und Verkauf- Angebotspreis; iii) gehandeltes Volumen im Verhältnis zum physikalischen Verbrauch; iv) Offene Positionen im Verhältnis zum physikalischen Verbrauch;)
  • und –
  • Zu diesem Zweck sollten sie ein gemeinsames Netzmodell bilden, das für jede Stunde Schätzungen zu Stromerzeugung, Last und Netzstatus einschließt. Die verfügbare Kapazität sollte in der Regel anhand der sogenannten lastflussbasierten Berechnungsmethode berechnet werden, d. h. einer Methode, bei der berücksichtigt wird, dass Strom über verschiedene Pfade fließen kann, und bei der die verfügbare Kapazität in stark voneinander abhängigen Netzen optimiert wird.

 

  • Einschub: An der Stelle ist es wichtig, auf einige auch im Inland geltende Verordnungen der EU hinzuweisen, in denen sehr wohl sehr bestimmte Vorbedingungen geschaffen werden, deren Wirkung die BNetzA im Gegensatz zu Ihrer großen Schwester ENTSO-E in ihrem Report nicht erläutert oder benennt:

 

  • 37.1 VO EK 2016-1719 Netzkodex Leitlinie für langfristige Kapazitätsvergabe.pdf

 

  • 37.2. Berechnung langfristiger Kapazität für den Year-Ahead- und für den Month-Ahead-Marktzeitbereich
  • 37.3. Der lastflussgestützte Ansatz könnte angewandt werden, wenn die zonenübergreifenden Kapazitäten zwischen Gebotszonen in hohem Maße voneinander abhängig sind und der Ansatz unter dem Gesichtspunkt der wirtschaftlichen Effizienz gerechtfertigt ist.
  • 37.4. In dieser Verordnung werden detaillierte Bestimmungen für die Vergabe zonenübergreifender Kapazität auf den Märkten für langfristige Kapazität … festgelegt.
  • 37.5. Diese Verordnung gilt für alle Übertragungsnetze und Verbindungsleitungen in der Union
  • 37.6. In Mitgliedstaaten mit mehr als einem ÜNB gilt diese Verordnung für alle ÜNB innerhalb dieses Mitgliedstaats
  • 37.7. Zeitbereiche für die Kapazitätsberechnung Alle ÜNB in jeder Kapazitätsberechnungsregion sorgen dafür, dass die langfristige zonenübergreifende Kapazität für jede Vergabe langfristiger Kapazität und mindestens für Jahres- und Monatszeitbereiche berechnet wird.
  • 37.8. Für die gemeinsame Kapazitätsberechnungsmethode wird entweder ein Ansatz der koordinierten Nettoübertragungskapazität oder ein lastflussgestützter Ansatz verwendet.
  • 37.9. Die Übertragungsnetzbetreiber schlagen daher erstmalig vor, die Jahreshöchstlast mit Hilfe des Bottom-Up-Simulationsmodells eLOAD zu ermitteln (FORECAST / Fraunhofer ISI / S. 108).

 

  • 37.10. Partielle Dekomposition: Bei der „partiellen Dekomposition“ wird die historische Lastkurve in ihre Bestandteile, also in die Lastverläufe der einzelnen Anwendungen zerlegt….
  • 37.11. Zur Durchführung der partiellen Dekomposition steht den Übertragungsnetzbetreibern eine umfangreiche Datenbank mit über 600 Lastprofilen aus Feldstudien, Gebäudesimulationen und internen Daten aus Industrieprojekten zur Verfügung. (ISI S. 108)

 

 

  • 38. ‘Genauigkeitsprognose auf mittlere Sicht’ (MAF),… Die vom AMF genutzte Methodologie besteht in der ersten pan-europäischen Bewertung der Systemadäquanz, die marktbasierte Techniken zur Modellierung der Probabilität nutzt VS. NN
  • 39. Um die gesamte Komplexität zur Passgenauigkeit In Stromsystemen abzubilden, müssen durch die ÜNB weitere Daten bereit gestellt werden VS. NN (§12f)
  • 40. 1. Advisory Council Meeting 2015.pdf, (S. 4)
  • Die fünf wesentlichen Themen bestehen aus: Erfüllung auf gesetzlicher Grundlage; verstärktes Engagement der Interessenvertreter und größere Transparenz; proaktive Beitragseingabe zur Politik und Gesetzesinitiativen; Kooperation der Händler und ÜB
    ÜNB-VNB; und regionale Zusammenarbeit.

 

  • Gewährleistung von Diskussionszentren rund um die ÜNB-VNB Kooperation (die keinesfalls andere Akteure ausschließen oder Lösungen ohne ausreichende Einbeziehung der Interessenvertreter verbindlich vorgeben darf)
  • Das Advisory Council hat die Frage aufgeworfen, ob ÜNBs erlaubt sein sollte, technische Anlagen (wie Speicher) zu besitzen und zu betreiben. Die Ausgangsannahme besteht darin, dass Assets, die im Strommarkt genutzt werden, auch von Marktteilnehmern besessen und betrieben werden müssen … faktische Verwendbarkeit … unterstreicht, das Regularien ÜNB nicht daran hindern dürfen, solche Assets zu besitzen und zu betreiben

 

3rd Advisory Council Storage Assets Role of TSOs.pdf, S. 1; How are these scenarios developed?
  • 41.Generell beruhen Szenarien auf einer Erzählungslinie, Annahmen, Datensammlungen, Qualitätschecks, pan-europäischen Methodologien, und finalen Marktsimulationen um den Energieaufwand zu quantifizieren.
  • 42. Der Abgleich zwischen installierter Erzeugung and Nachfrage kann wertvoll sein.
  • 43. Einerseits erlauben reine Energiemodelle (wie das PRIMES Modell in den Trendbeschreibungen der EU-Kommission) eine Prognose, die auf einer Optimierung aller Energiekomponenten beruht, also nicht nur allein Elektrizität, sondern auch Gas und Öl, da ja alle miteinander verknüpft sind und interagieren.
  • 44. Andererseits beruhen strombasierte Modelle (wie die von ENTSO-E in diesem Bericht genutzten) auf Strommarktsimulationen, die sich zur Berechnung auf ganzjährige Lastprofile im Stundenbereich und Klimadaten ebenso stützen, wie auf technische Netzbeschränkungen.
  • 45. Strombasierte Modelle erlauben zonenbezogene Preisdifferenzen, RES Vergeudung, staatliche Bilanzen, etc. zu bewerten … und sie bilden den Schlüssel zu Methodologien, die die Brücke von Bottom-Up Szenarien to top-down Szenarien schlagen.
  • 46. Unter-Verteilstationen werden Batteriesysteme enthalten. Diese Batterien werden mittels Kontrollausrüstung in den Stationen genutzt, um die Stromversorgung zu sichern. Solche Batterien werden als Teil der Unterverteilstationen angenommen, die wiederum ein zentrales Element des Netzes darstellen. Aus diesem Grund fallen solche Batterien unter Kategorie 2, Netz Assets.
  • 47. Mitglieder des AC heißen verbraucherzentrierten Ansatz des ENTSO-E-Berichts 2017 willkommen.

 

  • 4.0 Werkzeuge / Tools

 

  • 1. Richtlinie (EU) Nr. 347/2013 bestimmt, dass die PCIs aus der TYNDP Liste für Verschiebungs- und Speicherprojekte ausgewählt werde. ( EU RL 347/2013 S. 40) VS Flexibilitätsoptionen und Speicher: Szenariorahmen 2017-2030 enthält erstmalig zusätzliche verschiedene Flexibilitätsoptionen. Hierzu zählen im Wesentlichen dezentrale und zentrale Speicher, das Lastmanagement klassischer und neuer Stromanwendungen sowie die (zeitliche) Entkopplung der Strom-und Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen (SRE S. 88).

 

 

  • 1.1 Referenzwerte für das Jahr 2015
  • Zur Ermittlung des Referenzwertes der Jahreshöchstlast des Jahres 2015 kann auf Daten der Übertragungsnetzbetreiber zurückgegriffen werden, die die Jahreshöchstlast in dem Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2015 nach § 12 Abs. 4 und Abs. 5 EnWG mit Stand vom 30.09.2015 (nachfolgend: Leistungsbilanzbericht 2015) dargestellt haben. Der Leistungsbilanzbericht 2015 beinhaltet sowohl eine Statistik der von den Übertragungsnetzbetreibern ausgewerteten Daten des Jahres 2014 als auch eine Prognose für das Jahr 2015. Da die abschließende Statistik der Übertragungsnetzbetreiber für das Jahr 2015 erst im kommenden Leistungsbilanzbericht 2016 zu erwarten ist, bezieht sich die Bundesnetzagentur zur Ermittlung des Referenzwertes 2015 auf den Prognosewert der Übertragungsnetzbetreiber aus dem aktuellen Leistungsbilanzbericht 2015. (Willkommen in der Filterblase für klandestinen Nepotismus, Vetternwirtschaft und Haltungsinzest)
  • Im Leistungsbilanzbericht 2015 erläutern die Übertragungsnetzbetreiber, warum eine genaue Messung der Netzebenen übergreifenden Jahreshöchstlast technisch nicht möglich ist: Bei einer Vielzahl von Verbrauchern erfolgt keine Leistungsmessung der Stromentnahme, die für eine Bestimmung der Jahreshöchstlast erforderlich wäre. Viele Verbraucher aber auch Erzeuger wie z.B. Photovoltaikanlagen verfügen nur über eine Messmöglichkeit der dem Netz entnommenen bzw. der in das Netz eingespeisten elektrischen Arbeit. (Welche Voreingenommenheit!) Weiterhin stünden auch Daten zur Einspeisungen innerhalb von Industrienetzen, geschlossenen Verteilnetzen und dem Netz der Deutschen Bahn nicht zur Verfügung, womit ein nicht zu vernachlässigender Teil der Verbraucher nicht erfasst werde. (Na und? Selbst wenn sie getrennt sind spielt das keine Rolle, da an den Übergabepunkten gemessen werden kann – und wird). Die Jahreshöchstlast könne daher nicht über die Verbrauchsseite ermittelt werden. Da jedoch im Stromnetz der Verbrauch und die Erzeugung zu jeder Zeit gleich groß sein muss, werde die Jahreshöchstlast im Leistungsbilanzbericht 2015 indirekt über die Einspeisung auf der Erzeugerseite hergeleitet.

Einspruch: Offenkundig eine auf den ersten Blick plausible Methode, die aber – vor allem in Netzen die durch gigantische zentrale Erzeugungseinheiten gespeist werden – völlig übersieht, welches Potential zur Spitzenkappung und zeitlichen Lastverlagerung in den unteren Spannungsniveaus liegt. Kalkulieren wir mal  40 Millionen Haushalte in Germanien mit einer durchschnittlichen Leistungsabnahme von 1,2 KW und einzelnen Spitzen von 4 KW am späten Nachmittag zwischen 17:00 und 19:00 Uhr (oder auch 2 KW morgens zwischen 7:00 und 9:00 Uhr). Das bedeutet eine Spitzennachfrage von 160.000.000 KWh in je einer Stunde. Wofür 160 GW Spitze im gesamten Netz nötig sind. Nur für die privaten Haushalte. „Auf Wiedersehen und gute Reise“ für jegliche Plausibilität, wenn deutsche ÜNB eine notwendige Jahreshöchstlast von 84 GW identifizieren, Für das gesamte Netz! Nehmen wir nun an diese Haushalte installieren alle eine 5 KWh Li-Ion Speicherbatterie, die eine Spitzenleistung von 10 kW liefert, um diese morgendlichen und abendlichen Spitzen auszugleichen, während der Akku gemächlich per Brennstoffzelle oder privater PV aufgeladen wird oder gar vom eigenen Elektroauto aus, sobald man damit von der Arbeit zurück ist, wo es durch z. B. eine öffentliche PV auf dem Firmenparkplatz aufgeladen wurde und der bi-direktional arbeitsfähige Wagen ist über Nacht mit dem Haus verbunden. Dort liegt der Schlüssel zu mehr Flexibilität. Nicht in immer dickeren Kabeln oder einer kompletten Verspinnwebung der Landschaft. 

  • Den Übertragungsnetzbetreibern seien sowohl die Einspeisungen in Industrienetze, innerhalb geschlossener Verteilnetze sowie jene in das Netz der Deutschen Bahn bekannt. (das nebenbei bemerkt endlich wieder als Gemeinschaftseigentum aller Bürger klassifiziert werden muss, an statt als Asset einer privaten Kapitalgesellschaft). Dazu erfassten die Übertragungsnetzbetreiber den Leistungsfluss an den Übergabestellen zwischen Übertragungs-und Verteilernetz sowie an die an das Übertragungsnetz angeschlossenen Endverbraucher. Im Gegensatz zu den Vorjahren lägen den Übertragungsnetzbetreibern auch qualitativ hochwertige Daten zur Einspeisung von erneuerbaren und konventionellen Erzeugern in das Verteilernetz vor, die ihnen im Rahmen des Prozesses „Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom“ (MaBiS) zur Verfügung gestellt worden seien. Auf diese Weise könnten Energieausgleichprozesse auf Verteilernetzebene, die bisher aus Perspektive des Übertragungsnetzbetreibers nicht ersichtlich waren, berücksichtigt und die Einspeisung entsprechend bilanziert werden. Die Übertragungsnetzbetreiber gehen davon aus, dass 97% der gesamten Einspeisung (in das Verteiler-und das Übertragungsnetz) im Rahmen ihrer Erhebungen zum Leistungsbilanzbericht 2015 abgedeckt würden.

 

Auf Grund der im Vergleich zu den Vorjahren verbesserten Erfassung der Einspeisung von 97% erachtet die Bundesnetzagentur es erstmals für angemessen eine Hochrechnung auf die Grundgesamtheit vorzunehmen. Die Übertragungsnetzbetreiber weisen für die statistisch erhobene Jahreshöchstlast des Jahres 2014 einen Wert von 81,8 GW aus, welcher im Leistungsbilanzbericht 2015 auch als Prognose für das Jahr 2015 angenommen wird. Wird dieser um die fehlende Einspeiseabdeckung von 3% nach oben korrigiert, ergibt sich für die Jahreshöchstlast 84,4 GW.

 

 

  • 2. Stromnetzwerke, die beide, ÜNBB und VNB umfassen, belegen eine Schlüsselposition ((AWP. S. 4) VS. NN (Bestehende Strukturen auf Staatsebene werden im SER nicht erwähnt, keine Transparenz)
  • 3. Common Grid Model – Grundsätzliches Netzmodell (AWP. S. 2, 4, 5, 7, 9, 12, 22, 23, 24, 27) VS. NN
  • 4. Inkraftsetzung von Netzwerkverordnungen, (AWP S. 4, 5, 12 ff / neue Regeln) VS. NN
  • 5. Überarbeitung der Gebotszonen (AWP S. 7, 8, VS. NN
  • 6. Inkraftsetzung dieser „Codes“ bedeutet, sie sind gültiges Recht der EU (AWP S 4, 5, 12), VS. NN bzw. Bezugnahme auf Bundesgesetze: Bei der Ermittlung der Szenarien ist grundsätzlich von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen, da die Entwicklung der gesetzlichen Grundlagen bis 2030 bzw. 2035 ebenso wenig vorhersehbar ist wie die Entwicklung der Marktpreise oder die Verbreitung neuer Technologien (SRE S. 73)
  • 7. Komitee der Interessenvertreter des Marktes 2015 (AWP S. 8) VS NN
  • 8. Komitee der Interessenvertreter der Netzeigentümer (AWP S. 9) 2016 VS NN
  • 9. Komitee der Interessenvertreter der Netzbetreiber 2017 (AWP S. 9) VS NN
  • 10. Gruppe der Bilanzkreisvertreter (AWP S. 9) VS NN
  • 11. Workshops beziehen Interessenvertreter ein … Planung öffentlicher Workshops und Konsultationen 2018 (AWP s. 9) VS NN bzw. „öffentliche Konsultation“
  • 12. Ein umfassendes Verzeichnis der Verknüpfungs- und Umsetzungsrichtlinien, das alle verfügbaren europäischen und staatlichen Dokumente und Zeitverläufe in allen europäischen Ländern und Regionen zusammenfasst in all European countries und so zugänglich macht (AWP S. 9) VS. NN
  • 13. 2017 Aktualisierte Vorschläge zu den Vorschlägen zu den Methodologien zur Kalkulation geplanter Transaktionen (AWP S. 10) VS NN (weiter so oder Alibierweiterungen pro Forma)
  • 14. FCA … Etablierung und Bewerbung prognostizierender Märkte (AWP S. 11) VS NN (statisches Marktverständnis mit einzelnen Aufschlägen für Emobility und Wärmepumpen. Überhaupt nicht auf dem Schirm: P2G)
  • 15. ENTSO-E hat ein initiierendes Set von 18 unverbindlichen IGDs erstellt (Leitliniendokumente zur Einführung), die die Effekte spezifischer Technologien herausheben (AWP S. 14) VS NN (nur Pauschalannahmen ohne Grundlage, keine konkreten Ansätze)
  • 16. Aufforderung an die Interessenvertreter ‘erstellen Sie Ihre eigenen 2030er und 2040er Szenarien’ VS NN (Beauftragung der BNetzA durch Regierung/Parlament. Hier bleibt dem Bürger als Endverbraucher nur der Versuch der normativen Kraft des Faktischen).
  • 17. pan-europäische Berichte zu Systemnotwendigkeiten (AWP S. 17) VS NN
  • 18. Notwendigkeit innovativer Lösungen (AWP S. 20) VS NN (keine Experimente)
  • 19. Automatisierung der Unterverteilstationen (AWP S. 20) VS NN (nur RONT – nicht automatisch – als einziges Mittel)
  • 20. standardisierte Analyse lokaler Zustände, (AWP S. 20) VS NN (keine ständige Messung möglich – was nichts als Täuschung der Öffentlichkeit ist, Es geht unter dem Vorwand „Datenschutz“ nach 12f EnWG, indem alle Daten a priori erst mal als Geschäftsgeheimnisse deklariert werden, nur um die Bewahrung profitträchtiger Privatbereiche mittels Herrschaftswissen In Wahrheit wird alles gemessen)
  • 21. dynamic line rating (AWP S. 20) VS. NN http://lindsey-usa.com/dynamic-line-rating/

 

  • 22. Elektrizitätsnetze müssen Synergien mit anderen Energienetzwerken erzeugen (AWP S. 20) VS “Sektorenkopplung”, wobei der ENTSO-E-Ansatz deutlich über bloße Sektorenkopplung hinausgeht (Telekommunikation, Gas, Wärme Wasser, P2G, Datenmanagement)
  • 23. Wandel hin zu nachhaltigem Transport (AWP S. 20) VS NN
  • 24. ENTSO-E wird … einen Bericht für extreme Szenarien für das Energiesystem von 2030 entwickeln (AWP S. 21) VS „Bei der Ermittlung der Szenarien ist grundsätzlich von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen, da die Entwicklung der gesetzlichen Grundlagen bis 2030 bzw. 2035 ebenso wenig vorhersehbar ist wie die Entwicklung der Marktpreise oder die Verbreitung neuer Technologien“ (SRE S. 73)
  • 25. … wird zudem eine Bewertung verschiedener Flexibilitätslösungen zur Bewältigung der Notwendigkeiten im Stromnetz entwickeln (AWP S. 21) VS „dass die Übertragungsnetzbetreiber in der Netzentwicklungsplanung 2025 eine Spitzenkappung in allen Szenarien verbindlich zu berücksichtigen hatten. Dies geschah vor dem Hintergrund der zum Zeitpunkt der Genehmigung klar und eindeutig erkennbaren Absicht der Bundesregierung (Koalitionsvertrag, Grünbuch des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie), die Spitzenkappung zukünftig gesetzlich zu verankern“, (S. 76) v „Die Betreiber von Übertragungsnetzen müssen im Rahmen der Erstellung des Netzentwicklungsplans die Regelungen zur Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 bei der Netzplanung anwenden.“ (SRE S.77).
  • 26. Verbraucher als aktive Marktteilnehmer (auch BEUC): Die ÜNB-VNB Plattform (AWP S. 21) VS NN (Stakeholder = ÜNB, VNB, Verbände, aber kein Verbraucherverband)
  • 27. ÜNB und VNB kooperieren aufs Engste … entwickeln ein allgemeines Verständnis der Herausforderungen und Notwendigkeiten aus Sicht eines Systembetreibers und neutralen Marktunterstützers (AWP S. 21) VS NN
  • 28. ENTSO-E hat ebenso das Mandat kurzfristige, saisonale Berichte zur Vorschau zwei Mal pro Jahr zu veröffentlichen, die den nächsten Sommer und Winter umfassen, jeweils zum 1. Juni und 1. Dezember (AWP S: 23) VS NN
  • 29. Wechsel von der augenblicklich weitgehend vorherbestimmenden Herangehensweise zu eine auf Wahrscheinlichkeiten beruhenden auf Stundenanalyse (AWP S. 23) VS. Ermittlung der Szenarien ist grundsätzlich von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen, (SRE S. 73), wobei dazu mittlerweile ein Widerspruch besteht: Die Übertragungsnetzbetreiber schlagen daher erstmalig vor, die Jahreshöchstlast mit Hilfe des Bottom-Up-Simulationsmodells eLOAD zu ermitteln (ISI S. 108)
  • 30. Adäquanzprüfung eine Woche vorab … eine der Aufgaben der RSCs (AWP S. 21) vs. NN
  • 31. Unterstützt durch blockchain-technology (AWP S. 24) VS NN https://de.wikipedia.org/wiki/Blockchain
  • 32. ÜNB planen den Netzbetrieb von ein Jahr im Voraus bis zu einer Stunde vor Echtzeit; dies ist das letzte Zeitfenster, in dem Marktakteure ihre Platzierungen im Tagesgeschäft nachjustieren können. Entscheidungen, die für die Sicherstellung der tatsächlichen Bereitstellung notwendig sind werden durch ÜNB Stunden zuvor getroffen, wobei die bestmögliche Vorhersage für die jeweilige Situation nach den letzten Intraday Transaktion eingerechnet wird. Für die akute operative Planung nutzen ÜNB computergestützte Modelle des Stromsystems um dessen Verhalten in Abhängigkeit von den verschiedenen Flüssen und Elementen der Infrastruktur zu simulieren. Zusätzlich dienen Netzmodelle als Instrumente für die Sicherheitsanalyse, die Kapazitätskalkulation, und die Adäquanzbewertung VS NN kein derartiger Bezug im SRE erkennbar oder reichlich unklar
  • 33. Das CGM wird durch drei der Netzwerkverordnungen legitimiert: Die Systembetriebsrichtline, die CACM Regulierung und die FCA Regulierung VS NN (Ableitung aus EnWG und Auftrag der Regierung / Parlament)
  • 34. Zwei Methodologien: Die CGM Methodologie, und die Vorsorgemethodologie für Erzeugung und Leistung (AWP S. 25) VS NN (keine Öffnung der Methodologie, keine Alternativen)
  • 35. ATOM: Das Netzwerk alle ÜNB für den Datenaustausch betreffend alle außerhalb der Echtzeit erfassten Daten der Betriebsführung und der Marktereignisse (ATOM / AWP S. 25) VS NN (keine formelle Entsprechung = keine Transparenz)
  • 36. Die zentrale Verknüpfung der ÜNB umfasst vier ÜNB: RTE (France), Swissgrid (Switzerland), Amprion (Germanien) und APG (Austria). Weitere ÜNB werden dann an einen dieser vier ÜNB geknüpft, bis zu einem Maximum von zwei Verknüpfungen entfernt vom zentralen ÜNB VS. NN
  • 37. Durch einen freien Zugang für alle zu allen Informationen, ermöglicht dies eine nivellierende Ebene auf der die Marktteilnehmer bessere Analysen und Entscheidungen treffen können. (AWP S. 26) VS NN
  • 38. Wir werden die Transparenzplattform von ihrem gegenwärtigen Umfang zu einem marktdienlichen Werkzeug ausbauen (AWP S. 26) VS NN
  • 39. Aktivitäten zur Standardisierung (AWP S. 26) VS NN
  • 40. ENTSO-E’S ADVISORY COUNCIL (AWP S. 27) VS. NN
  • 41. PUBLIC CONSULTATIONS (AWP S. 27) VS “öffentliche Konsultationen”, (besser gesagt: “öffentliche Belehrungen”)
  • 42. 3rd_Advisory Council Protokollentwurf.pdf (3rd ACP S. 4): Mitglieder weisen darauf hin, dass ein dezentralisiertes System und die enge Anbindung der Endverbraucher der Schlüssel zu Erkenntnis und Verständnis sind, wenn über zukünftige Steuerung und Entwicklung der Netzwerkverordnung gesprochen wird VS NN
  • 43.1 Dezentralisiertes System und Verknüpfung mit dem Endverbraucher (S. 4, 3rd ACP) VS Die Bundesnetzagentur hat bereits in der letztmaligen Genehmigung des Szenariorahmens die in mehreren Studien angeblich propagierte Aussage des Vorzugs der ausschließlichen dezentralen Energieerzeugung widerlegt (siehe SRE 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 74). Die Studie „Wirkungen beschränkten Ausbaus des Übertragungsnetzes in Germanien in der Perspektive für 2030“ von ECOFYS untersuchte lediglich eine Regionalisierung des Ausbaus von EE-Anlagen vor dem Hintergrund eines verzögerten Netzausbaus bzw. keines Netzausbaus. .). (Die Beauftragten hätten den Artikel “Leaked DOE study draft_U.S.” lessen sollen: https://pv-magazine-usa.com/2017/07/17/leaked-doe-study-draft-u-s-grids-are-getting-more-reliable-not-less/) Zentraler Untersuchungsgegenstand der Studie „Kostenoptimaler Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland“ von den Gutachtern von consentec sowie Fraunhofer IWES war die Frage, an welchen Standorten in Zukunft Erneuerbare Energien ausgebaut werden sollten, um die Gesamtkosten der Stromversorgung zu minimieren.

 

  • Erstaunlich, dass diese Frage nie gestellt wird, wenn es um die Weihnachtswunschlisten großer Energiekonzerne geht. Niemand argumentiert über die Total Life Cycle Costs neuer Leitungen inklusive der Nutzungsgebühren von Grundbesitzern.

 

  • Demnach hätte eine verbrauchsnahe Erzeugung einen nennenswerten Effekt auf den Netzausbaubedarf nur dann, wenn auch konventionelle Kraftwerke verbrauchsnah verortet wären oder auf Netzstabilität sichernde Maßnahmen verzichtet würde.

 

  • Es ist überaus befremdlich, wie das eine Fraunhofer Institut zu genau den Schlussfolgerungen gelangt, die ein anderes verwirft. Noch befremdlicher werden diese kühnen Thesen, wenn man in Betracht zieht, dass die überall installierten Reservekapazitäten nahezu vollständig auf kleinen, dezentralen Einheiten mit ein paar MW Leistung aufgebaut sind.

 

  • Ferner erfordere eine verbrauchsnahe Erzeugung eine gezielte politische Steuerung der Standortentscheidung von Kraftwerkbetreibern, die dem gegenwärtig auf Marktsignalen basierten Ansatz diametral entgegensteht. (SRE S. 97)

 

  • Das Argument ist nicht schlüssig. Jede einzelne Standortfestlegung – für jedes zentrale Großkraftwerk – in Germanien wurde durch die Politik getroffen – vielleicht, aber nicht notwendigerweise auf Drängen der Betreiber, die sich dafür im Grunde überhaupt nicht interessieren, als ausreichend Subventionen von der Melkkuh kommen. Beim transparenten Blick – nicht nur auf die jüngsten Kraftwerke -, wurde nicht ein einziges ohne massive Subventionen, meistens zwar indirekt, dennoch zweifellos höchst effektiv für die betriebswirtschaftliche Rentabilität. Siehe F&E-Mittel für Das G&D Turbinenkraftwerk in Irsching.
  • Maßstäbe / Benchmarks

 

  • 1. In einem gut integrierten Elektrizitätsbinnenmarkt, ist das Netz ökonomisch solide so dimensioniert, dass die Belastung jedes Netzelements unter 50% der technischen Nennkapazität liegt (TYNDP 2016 exec. S. 19) VS NN
  • 2. Eine Schlüsselanforderung besteht darin die möglichst komplette Information über Übertragungsprojekte verfügbar zu machen (TYNDP 2016 exec. S. 29) VS NN (BNetzA Newsletter)
  • 3. Was wir heute annehmen setzt den Rahmen in dem die Zukunft analysiert wird. (TYNDP 2016 exec. S. 36) VS NN (diese zur Achtsamkeit mahnende Sicht wird im SRE nicht angesprochen)
  • 4. Steigerung gesellschaftlicher Wohlfahrt (TYNDP 2016 exec. S. 41) vs. NN
  • 5. Projektträger, Regulierer und Politikschaffende müssen hinreichend viel von Technologien und deren Verfügbarkeit verstehen (TYNDP 2016 exec. S. 43) VS NN (kaum bis gar kein fachliches Know-how gefordert, bei der BnetzA z. B: sind die Bestimmer durch die Bank Juristen eine Naturwissenschaftler oder Techniker)
  • 6. Relation zwischen Kapazität und gesellschaftlicher Wohlfahrt (TYNDP 2016 exec. S. 49 ff) VS NN (komplettes Nichts)
  • 7. Der Endverbraucher gehört in den Mittelpunkt (AWP S. 4) VS NN
  • 8. Die Erzeugung wächst zunehmend dezentral und variabel (AWP S. 4) VS …weniger die Dezentralität als vielmehr die lastnahe, dezentrale Erzeugung. Diese steht aber zum einen in einem natürlichen und damit auch ökonomischen Konflikt zur Ertragskraft der Standorte. Zum anderen ist es mehr als zweifelhaft, ob eine Beschränkung auf verbrauchsnahe oder auch nur stärkere Anreizung verbrauchsnäherer erneuerbarer Erzeugung mit den Zielen einer sicheren, zuverlässigen und preiswerten Versorgung vereinbar wäre …bislang fehlender Speichertechnologien, die geeignet sind (SRE S. 97).

 

  • In der Tat gibt es bei niemandem an den Hebeln irgendein Schamgefühl dabei, alle eindeutigen Notwendigkeiten des Energiewandels – egal ob sich diese auf Klimakatastrophenszenarien oder klare, nachvollziehbare volkswirtschaftliche Nachhaltigkeitsberechnungen für künftige Generationen stützen – in ein stockkonservatives und auf Erhalt des Status Quo zielendes Schema umzustricken. Und das nur, um Parteispenden und politische Unterstützung aus den Wirtschafteliten zu erhalten.
  • 9. Wobei strikte Neutralität beachtet und Enthaltung aus dem Markt geübt wird (AWP S: 4) VS die klare Bevorzugung einzelner, genau bestimmbarer Marktteilnehmer oder teilnehmender Gruppen durch die klandestine Rückkopplung zwischen Regierung / Verbänden / BNetzA / ÜBN und Stromerzeugern. Schweigen erzeugt Gold!

 

 

  • Methodologie / Methodology

 

  • 1. FORECAST / ELOAD: Fraunhofer ISI VS NN

 

 

  • Annahmen / Assumptions

 

  • 1. vs. Dezentralität = „verbrauchsnahe Erzeugung (VDE)-Ansatz. BNetzA: … einem natürlichen und damit auch ökonomischen Konflikt zur Ertragskraft der Standorte … anderen ist es mehr als zweifelhaft, ob eine Beschränkung auf verbrauchsnahe oder auch nur stärkere Anreizung verbrauchsnäherer erneuerbarer Erzeugung mit den Zielen einer sicheren, zuverlässigen und preiswerten Versorgung vereinbar wäre. (SRE S. 96)
  • 2. ENTSO-E sagt umfangreichere, volatilere Stromflüsse über weitere Distanzen quer durch Europa vorher, vorwiegend Nord-Süd (AWP S. 12) VS. NN
  • 3. Der Großteil des Investitionsbedarfs in Übertragung hängt mit der Entwicklung der RES-Integration zusammen (AWP S. 12) VS …bislang fehlender Speichertechnologien, die geeignet sind (SRE S. 97) …

 

  • Vorteile / Benefits

 

  • 1. signifikante, positive Wirkung auf Europas gesellschaftliche Wohlfahrt (TYNDP 2016 exec.S. 12) VS NN
  • 2. Europa kann von zusätzlichen, günstigen, Erzeugungsüberschüssen profitieren (TYNDP 2016 exec. S. 16) VS NN

 

 

  • 3. Beim Blick auf die internen Grenzen in der BRD, zeigt die Analyse des TYNDP 2016, das Verstärkungsmaßnehmens an diesen gewaltige europäische Vorteile erbringen (TYNDP 2016 exec. S. 16) VS NN: Zur näheren Erläuterung an dieser Stelle: Vgl. Abbildung S. 63 in Kapitel 1.12.6 und 1.12.8 TYNDP 2016, sowie Text:

 

 

 

The planned or already realized powerlines (purple and red colored) crossing Germany North-South in BnetzA Scenario Reports are expressively justified as necessary for Bavarian supply, assuming and pretending an energy poverty in Bavaria after shut down of nuclear power plants. They are not mentioned for European trade or supply. The point is, that BnetzA cannot prove necessity in a correct way for internal German supply. They just pretend it. Sorry, but we urgently need people, who know what they are doing. See following lines.

Die geplanten oder bereits gebauten Stromtrassen (violett und rot) in Nord-Süd-Richtung quer durch Germanien in den Szenario-Rahmen-Entwürfen der BnetzA werden ausdrücklich mit der Versorgung Bayerns begründet, wobei eine bevorstehende Energiearmut in Bayern nach der Abschaltung der letzten Atomkraftwerke unterstellt und vorgeschoben wird. Ihre Notwendigkeit wird nie mit dem Export nach Norditalien begründet. Der jedoch wird von der europäischen Ebene klar dargestellt. Das pikante daran ist, dass die BnetzA den behaupteten bedarf in keiner Simulation korrekt nachweisen kann. Dieser wird lediglich behauptet. Verlangt man die verwendeten Prognosedaten zur rechnerischen Überprüfung, bekommt man diese auf Grund der geltenden Rechtslage nicht (§12 f EnWG).

Es tut mir sehr leid. Aber wir brauchen an der Stell dringend Leute, die wissen, was sie tun. Siehe die folgenden Zeilen, entnommen aus dem TYNDP 2016::

 

 

  • „Die hauptsächlichen Treiber hinter der Entwicklung für die Übertragungskapazität an der norditalienischen Grenze betreffen die Ausbeutung neuartiger Erzeugung, hauptsächlich derer in Norddeutschland und Frankreich (Wind) und in Süditalien (Wind und PV). Die Interkonnektivitätsprojekte, die an diesen Grenzen geplant sind, werden weiteren Stromaustausch ermöglichen und dergestalt die Integration von RES und zusätzliche Pumpspeicherkapazität in den Alpen ermöglichen. Erstellt man die Bilanz zwischen Zugewinn an gesellschaftlicher Wohlfahrt und Kosten von Infrastrukturinvestitionen für wachsende Volumina an Interkonnektivität, dann liegt das optimal Niveau an Interkonnektivität bei 13,5 GW. Eben das, was das TYNDP Portfolio durch mittel- und langfristige Projekte bereitzustellen beabsichtigt.“

 

  • 4. eine positive Wirkung auf die Umwelt (TYNDP 2016 exec. S. 27) VS UN-Klimakonferenz in Paris 2015 (COP 21) im Übereinkommen von Paris“ ausgehandelte Begrenzung des Temperaturanstiegs findet in diesem Szenariorahmen noch keine Berücksichtigung. (SRE S. 75)

 

 

  • Nachteile / Disadvantages

 

  • 1. Finanzielle Mittel von 1.5-2 €/MWh auf den Stromverbrauch TYNDP 2016 exec. (S. 12) VS. NN

 

  • Motive / Motives // Aufgaben / Tasks

 

  • 1 wären sie implementiert worden, … hätten die Netzwerkverordnungen seit 2006 dazu beigetragen 15 Million Emissionen und M€ 300 – 500 ökonomische Verluste zu unterbinden … (TYNDP 2016 exec. S. 8) VS NN
  • 2. Die im TYNDP geschilderten Infrastrukturprojekte nehmen eine Schlüsselstellung dabei ein, die Klima- und Energiepolitischen Zielsetzungen der EU bei der Dekarbonisierung, der Wettbewerbsfähigkeit und Versorgungssicherheit zu erreichen (TYNDP 2016 exec. S. 17) VS NN
  • 3. Eine von den Verbrauchern angetriebene Energierevolution (3rd ACP S. 4) VS NN (Betrachtung als Hoheitsaufgabe)
  • 4. Beispielgebende Lösungen wie physikalische und Marktflüsse in Übereinstimmung geplant, wie „Verstopfungen“ in Simulationen und in Echtzeit gelöst werden können (3rd ACP, S. 4) VS NN (ENTSO-E spricht nirgends von Netzüberlastungen)

 

  • Definitionen / Definitions // Rollen / Roles
  • 1 Interessenvertreter = Marktteilnehmer, VNB, ÜNB und Regulierer (TYNDP 2016 exec. S. 6) VS BnetzA & ÜNB (Nicht ACER)
  • 2. ENTSO-E koordiniert die Innovationsaktivitäten der ÜNB um sicher zu stellen, dass das zukünftige Netz den Herausforderungen gerecht wird (TYNDP 2016 exec. S. 20) VS NN (BNetzA ist Vermittler, besser gesagt, aus dem politischen Gestaltungsprozess outgesourcte, eigenständige Behörde)

 

  • Quellen / Sources

 

  • 1. Approval of SRE 2016 = SRE 2017 – 2030 (Genehmigung)
  • 2. TYNDP 2016 Scenario Development Report
  • 3. TYNDP draft 2018
  • 4. First Advisory Council minutes (protocol)
  • 5. Third Advisory Council minutes (protocol)
  • 6. EC-Regulations/guidelines 2015/1222; 2016/1388; 2016/1477; 2016/1719; 2017/1485;
  • Fraunhofer ISI (NETZENTWICKLUNGSPLAN STROM 2016)

 

  • Anmerkungen / Remarks

 

  • Eine Frage, die bisher nicht gestellt wurde, wirft der TYNDP auf: AC members note that basic principles that should govern the distribution of roles to find the best solution from a society point of view: storage is not counted as a grid asset and should be freely provided by any market party; TSOs should not participate in this market; they should aim to minimize system costs and to use optimally services without interfering with the market. Auf der staatlichen Ebene in der BRD wird diese Frage naturgemäß gar nicht erst gestellt, da Speicher nach wie vor stiefmütterlich behandelt werden.

 

Die Liberalisierung hat eine strikte operative Trennung von Erzeugung, Transport, Handel und Messung von Strom mit sich gebracht. Wie sollen nun technische Anlagen eingestuft werden: Nach ihrer Funktion oder nach ihrer Existenz innerhalb der Wirtschaftsbilanz eines bestimmten Marktdienstleisters? Ist ein Speicher ein Asset des Netzes oder der Erzeugung? Die Frage ist, so banal sie erscheint, enorm kritisch, da es für den Netzbetrieb auf gesetzlicher Grundlage garantierte Investitionsrenditen gibt, für die Erzeugung jedoch nicht.

 

Zurück zu den Eingangsfragen

 

  • Energiewende, Netzausbau, wer blickt da eigentlich noch durch?
  • Braucht‘s das?
  • Welchen Nutzen – und damit Sinn – ergibt das?
  • Woher kommt der Bedarf?
  • Wohin kann die Reise gehen?
  • Wohin soll Sie gehen?

 

 

List of abbreviations and Links

 

Abkürzungen und Links

 

ACER – Agency for the Cooperation of Energy Regulators

 

CBA – Cost Benefit Analysis

 

DSR – Demand Side Response

 

EC – European Commission

 

ENTSO-E  European Network of Transmission System Operators

 

GTC – Grid Transfer Capacity

 

PCI – Project of Common Interest

 

RES – Renewable Energy Sources

 

SEW – Socio-Economic Welfare

 

SoS – Security of Supply

 

TSO – Transmission System Operator

 

DSO – Distribution System Operator

 

TYNDP – Ten Years Network Development Plan

 

PTDF – Power Transfer Distribution Factors

 

V1 V2 V3 V4 – Visions 1, 2, 3 and 4 (the name of the 4 scenarios used to build the TYNDP 2016)

Liste Netzwerkcodes

DC – Demand Connection Code (NC DCC)

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/dcc

HVDC – High Voltage Direct Current Connections (NC HVDC )

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/hvdc

RfG – Requirements for Generators (NC RfG)

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/rfg

CACM Capacity Calculation Methods

FCA – FORWARD CAPACITY ALLOCATION

 

EB – Electricity Balancing Guideline

 

CCR – Capacity Calculation Region

 

SOGL – System Operation Guideline (SO Guideline)

 

ER – Network Code on Emergency and Restoration (NC ER)

 

CGM – Common Grid Model (Startnetz)

RSC – Regional Security Coordinators

IDG – Implementation Guidance Documents

 

NRA – National Regulation agencies

 

BEUC – Bureau Européen des Unions de Consommateur – Europäischer Verbraucherverband

 

FORECAST / eLOAD – http://www.forecast-model.eu/forecast-en/index.php

 

http://www.forecast-model.eu/forecast-en/aktuelles/meldungen/news-2017-02.php

 

 

https://www.entsoe.eu/map/Pages/default.aspx

 

https://www.entsoe.eu/regions/Pages/default.aspx

 

https://www.youtube.com/embed/0bm4hqINTyI

https://www.entsoe.eu/major-projects/ten-year-network-development-plan/Pages/map/index.html#4/50.25/12.01

 

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/default.aspx

 

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_hourly_load.aspx

Datum auswählen: Z. B.

24.05.2017 bis 31.05.2017

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_hourly_load.aspx

oder

17.01.2017 bis 24.01.2017

Alternativ:

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_hourly_load.aspx

ferner

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_hourly_load.aspx

oder hier

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_domestic_values.aspx

Die Parameter wieder eingeben nicht vergessen

https://www.entsoe.eu/data/statistics/Pages/monthly_domestic_values.aspx

Land oder auch Länder auswählen nicht vergessen.

https://consultations.entsoe.eu/

https://www.entsoe.eu/about-entso-e/inside-entso-e/Advisory%20Council/Pages/default.aspx

https://www.entsoe.eu/major-projects/ten-year-network-development-plan/Pages/map/index.html#4/50.25/12.01

oder hier

https://www.entsoe.eu/db-query/production/monthly-production-for-a-specific-country

und

https://www.entsoe.eu/db-query/consumption/mhlv-a-specific-country-for-a-specific-day

 

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes#

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/erstellung-und-nationales-regelwerk

https://www.vde.com/de/fnn/themen/europaeische-network-codes/leistungsklassen

https://www.vde.com/de/fnn/themen/innovation

https://www.vde.com/de/fnn/themen/innovation/hinweis-speicher

https://www.vde.com/de/fnn/themen/vom-netz-zum-system

Mathias Dalheimer: Wie man einen Blackout verursacht…

https://www.youtube.com/watch?v=yaCiVvBD-xc

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Der alternative Szenariorahmen

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.
S. 10

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.
S. 10

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.
S. 10

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
S. 11 / 12

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.
S. 13

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.
S. 13

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.
S. 14

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.
S. 15

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.
S. 17

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.
S. 21

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.
S. 21

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
S. 22

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.
S. 28

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.
S. 33

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.
S. 33

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.
S. 34

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.
S. 35

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
S. 36

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.
S. 42

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.
S. 42 / 43

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.
S. 44

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.
S. 49

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.
S. 50

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.
S. 51

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.
S. 54

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.
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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.
S. 71

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.
S. 72

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.
S. 73

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)
S. 74

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.
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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.
S. 90

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.

S. 144 / 145

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.

S. 145

„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

S. 147

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.

S. 149

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.

S. 151

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.

S. 163 / 164

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.

S. 167

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.

S. 167

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.

S. 168

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

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

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

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

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Das Orangebuch der Energiepiraten – meine Sicht – Teil 2

1. Energieversorgung in Germanien

Beginnen wir den Weg zu einer nachhaltigen Energieversorgung mit einer Bestandsaufnahme. Wie wird der heutige Energiebedarf gedeckt und die Energieversorgung sichergestellt? Drei Bereiche sind dabei zu betrachten: Die Versorgung mit Wärme, die Versorgung mit Strom und die Bereitstellung von Energie für den Transport von Personen und Gütern.

Bis heute wird die Energieversorgung in Deutschland fast vollständig mit fossilen Energieträgern sichergestellt: Nukleare Brennstoffe, Stein- und Braunkohle, Erdgas und Mineralöl werden gleichermaßen für die Strom- und die industrielle Wärmeerzeugung eingesetzt. Mit Erdgas und Heizöl wird geheizt. Personenkraftwagen, Busse und Lastkraftwagen fahren mit Diesel und Benzin. Als Industrienation und einer der größten Energienutzer der Welt importierte Deutschland 2014 den Hauptteil der benötigten Energierohstoffe: 98% des Erdöls, 87% des Erdgases, etwa 87% der Steinkohle und 100% des verbratenen Urans werden importiert. [1a] Die Importkosten für diese Rohstoffe liegen jährlich in der Größenordnung von 100 Milliarden €. [1b]

Für moderne Industriegesellschaften hatte die Energieversorgung bislang stets existenzielle Bedeutung. Sie war stets Teil der sogenannten „öffentlichen Daseinsvorsorge“. Der Begriff „öffentliche Daseinsvorsorge“ ist ein unbestimmter Rechtsbegriff. [1f] Das heißt, es wird in Gesetzen [1c,1d,1e] und Verordnungen darauf Bezug genommen, obwohl der Begriff nicht näher definiert wird. Gemeint ist die Sicherstellung einer grundlegenden Versorgung der Bevölkerung mit wesentlichen Gütern und Dienstleistungen durch aktive Gestaltung vermittels Politik. Die Energieversorgung dient uns als existenzielle Lebensgrundlage, unabhängig davon, dass Energie auch ein Wirtschaftsgut ist.

Was sich allerdings als „demokratische“ Errungenschaft geändert hat: Energie als Wirtschaftsgut wurde privatisiert, dereguliert und einem mehr und mehr rein betriebswirtschaftlich ausgerichteten “Wettbewerb“ zugeführt. Wie aber z. B. ein Produkt, wie Strom, dessen Endverbraucherpreis sich zu 90% aus politisch festgelegten Teilbeträgen, die alle einem bestimmten Zweck dienen, aber nicht an Märkten ausgehandelt werden, sondern in klandestinen Prozessen so genannter Stakeholder, einer Preisbildung am „Markt“ unterliegen soll, bleibt ein Rätsel. Vor allem, wenn ehemalige Monopolisten ihre nach wie vor bestehenden Pfründe nutzen, um bereits im Teilbereich Stromhandel echte Konkurrenz strategisch clever auszuschalten.

Zudem ist nicht einzusehen, warum der gesetzlich verpflichtende Tarif „Grundversorgung“ nahezu ausschließlich der teuerste ist, wo doch gerade Menschen in prekärer Situation meist keine andere Wahl haben.

1.1 Energiebedarf in Deutschland

Energie kann man nicht verbrauchen, Energieträger sehr wohl. Der Sprachgebrauch formt das Denken!

Der Primärenergiebedarf gibt den gesamten Verbrauch an Energieträgern an, die als Kraftstoffe oder zur Strom- und Wärmeerzeugung oder für die Mobilität eingesetzt werden. Er wurde in Deutschland im Jahr 2015 zu 87 Prozent mit fossilen Brennstoffen gedeckt: 34 Prozent durch Mineralöl, 24 Prozent durch Braun- und Steinkohle, 21 Prozent entfielen auf Erdgas und 8 Prozent auf die Kernenergie. Aber nur knapp 13% der Primärenergie wurde mit erneuerbare Energien erzeugt. [1.1a] Im Vergleich der europäischen OECD-Länder war Deutschland im Jahr 2014 damit, im Gegensatz zu den Beteuerungen unserer Politiker, nur unterdurchschnittlich:

Tabelle: Anteil erneuerbarer Energien am Primärenergieverbrauch im Jahr 2014 in Prozent
(EUROPA OECD-Länder: 12,6 )

– Island 89,3
– Norwegen 43,5
– Schweden 34,4
– Österreich 30,8
– Finnland 29,6
– Dänemark 27,8
– Schweiz 21,2
– Italien 17,8
– Spanien 14,8
– Deutschland 11,1
– Griechenland 10,9
– Türkei 9,3
– Frankreich 8,6
– Belgien 6,6
– Großbritannien 6,4
– Niederlande 4,6

Fairerweise muss man einräumen, dass die Voraussetzungen für die Nutzung Erneuerbarer Energien für Island (Geothermie), Schweden, Norwegen, Finnland, Österreich und die Schweiz (Wasserkraft) günstiger sind als für Deutschland. Für Dänemark und Italien gilt dies jedoch nicht. Das ändert aber nichts daran, dass Sigmar Gabriel und sein Hofstaat in Hörigkeit zum Koalitionspartner und einiger Wirtschaftsverbände nur die halbe Wahrheit erzählt haben, um sich besser darzustellen. Manche würden sagen: Glatte Lügen. Seine vorübergehende Nachfolgerin übt sich angesichts der bevorstehenden Bundestagswahl 2017 in Zurückhaltung.

Für den weltweiten Vergleich liegen zurzeit nur die Daten aus dem Jahr 2013 vor. In diesem Jahr lag Deutschland mit einem Anteil von 10,5 Prozent sogar unter dem Weltdurchschnitt von 13, 5 Prozent. [1.1b]

Von einer deutschen Vorreiterrolle bei der Energiewende kann also nicht die Rede sein!

1.2 Lagerung der fossilen Energieträger

Fossile Brennstoffe werden dabei in großem Umfang für die Sicherstellung der Energieversorgung gelagert. Der Erdölbevorratungsverband [EBV] hat die gesetzliche Aufgabe, jederzeit Erdöl und Erdölerzeugnisse in der Menge zu lagern, die in den letzten drei Jahren durchschnittlich innerhalb von 90 Tagen nach Deutschland eingeführt wurden. Mit diesen so genannten strategischen Ölvorräten könnte also ein vollständiger Ausfall aller Mineralölimporte für 90 Tage ausgeglichen werden. [1.2a] Die Bestände des EBV umfassen neben Rohöl Ottokraftstoff, Dieselkraftstoff auch leichtes Heizöl und Flugturbinenkraftstoff. Die Vorräte sind dabei so über das Gebiet der Bundesrepublik verteilt, dass in jeder von fünf definierten Versorgungsregionen sofort verfügbare Bestände mit einer Mindestreichweite von 15 Tagen vorhanden sind. [1.2b] Dabei werden in oberirdischen Tanks vor allem Mineralölprodukte bevorratet, während in unterirdischen Kavernen hauptsächlich Rohöle gelagert werden. Kavernen sind künstlich geschaffene Hohlräume in Salzstöcken, die in der Regel einige hunderttausend Kubikmeter groß sind. Zurzeit werden vom EBV ca. 24 Mio. t Erdöl und Erdölerzeugnisse bevorratet. [1.2c] Im Unterschied zu Erdöl gibt es für Erdgas keine EU-weite Pflichtbevorratung. [1.2d] Nach Aussage des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. hat die deutsche Gaswirtschaft in privatwirtschaftlicher Initiative aber die viertgrößten Erdgas-Speicherkapazitäten der Welt aufgebaut. In 51 Speicheranlagen kann mit etwa 24 Milliarden Kubikmeter rund ein Viertel des jährlichen Gasbedarfs eingespeichert werden (Stand 2014). [1.2e] Die Industrie garantiert über ihre Selbstverpflichtung derzeit eine ausreichende Gasspeicherung für 30 Tage, ist dazu allerdings nicht gesetzlich verpflichtet. [1.2f]

Braunkohle ist der wichtigste einheimische fossile Energieträger, der in
ausreichender Menge vorhanden ist und im Tagebau gefördert werden kann. Die Vorräte in genehmigten und erschlossenen Tagebauen betragen rund fünf Milliarden Tonnen. Das entspricht der 28-fachen Förderung im Jahr 2014. [1.2g] Die Steinkohle wird bedarfsgerecht auf Kohlehalden vorgehalten. Der deutsche Steinkohlenbergbau befindet sich bereits seit Jahrzehnten in einem Umstrukturierungsprozess und die Versorgung des deutschen Marktes mit Steinkohle und Steinkohleprodukten (56,2 Mio. t in 2014) wird inzwischen zu mehr als 87% durch Importe gesichert. Hauptverbraucher sind in Deutschland die Kraftwerke und die Stahlindustrie. Im Jahre 2014 entfielen auf die Kraftwerke 78% des Gesamtverbrauchs an Steinkohle, auf die Stahlindustrie 20%, auf das sonstige produzierende Gewerbe, auf den Hausbrand und Kleinverbraucher etwa 2%. [1.2h]

Zur Sicherung der Energieversorgung mit fossilen Energieträgern gibt es also umfangreiche Lagerkapazitäten in Deutschland. [1.2i]

1.3 Energieverteilung

Für die Verteilung von Energieträgern an die Verbraucher stehen in Deutschland verschiedene Versorgungsnetze zur Verfügung:

In einem flächendeckenden Gasnetz mit einer Länge von ca. 524.000 km wird Gas über drei Druckebenen zur Wärme oder Stromerzeugung verteilt. [1.3a] Die 51 deutschen Untertage-Gasspeicher an 40 Standorten können dabei fast 25 Mrd. m³ „Arbeitsgas“ aufnehmen. Das ist der Teil des gespeicherten Gases, der nicht als Druckpolster benötigt wird, sondern für den Verbrauch zur Verfügung steht. Das entspricht fast 30% der in Deutschland im Jahr 2014 verbrauchten Erdgasmenge von 590 TWh. [1.3b, 1.3c]

Bei der Stromerzeugung aus fossilen Brennstoffen wird immer auch Wärme freigesetzt, die zur Heizung und Warmwasserversorgung von Wohngebäuden und in Industriebetrieben genutzt werden kann. [1.3d]. Auch Heizkraftwerke oder andere Industrieanlagen erzeugen nutzbare Wärme. Sie wird in Form von Wasser oder Wasserdampf in Fernwärmeleitungen in einem etwa 20.000 km langen Netz transportiert. [1.3e] Insgesamt wurde im Jahr 2014 in Deutschland Fernwärme mit einer Energie von 116 TWh genutzt. [1.3c]

Das im Verkehr (680 TWh im Jahr 2014) und für die Raumwärme genutzte Mineralöl (197 TWh im Jahr 2014) [1.3c] wird über ein ca. 3.500 km langes System von Rohöl- und -Produktleitungen, Straßentransporte und 14.531 Tankstellen zu den Verbrauchern gebracht. [1.2f]

Das längste Versorgungsnetz in Deutschland ist das Stromnetz mit einer Länge von mehr als 1,8 Millionen Kilometern im Jahr 2013. Dabei wird der Strom über verschiedene Spannungsebenen flächendeckend von großen Kraftwerken zum industriellen oder privaten Verbraucher verteilt. Auf die Niederspannungsebene (NS) entfallen ungefähr 1,17 Millionen Kilometer: Gemeint ist das bekannte Netz der dreiphasigen Gebäudeversorgung mit 400 Volt Normspannung über drei Phasen bzw. 230 Volt je Phase.

Hierüber werden vor allem Haushalte, kleinere Gewerbebetriebe und die Landwirtschaft lokal mit Strom versorgt. Regionale Verteilnetze der Mittelspannungsebene (MS, 10 KV – KiloVolt – bis 30 KV) haben eine Länge von 514.000 km und die Leitungen der Hochspannungsebene (HS, 110 KV) sind 79.700 km lang. Kunden sind hier insbesondere lokale Stromversorger, Industrie sowie größere Gewerbebetriebe. Die überregionalen Höchstspannungsnetze (HöS, 220 KV, 380 KV), die sogenannten „Stromautobahnen“, sind in Deutschland etwa 35.200 km lang. Netznutzer in diesem, dem Großhandelsbereich, sind regionale Stromversorger und sehr große Industriebetriebe. Diese Höchstspannungsleitungen verbinden Deutschland auch mit dem umgebenden Ausland und ermöglichen so den Strom Ex- und Import. [1.3g]

1.4 Struktur des Energiebedarfs

Der Primärenergiebedarf ist lediglich eine Kennzahl. Sie drückt den gesamten Einsatz von Energieträgern, die als Kraftstoffe oder zur Strom- und Wärmeerzeugung eingesetzt werden, in gewichteter Form bezogen auf Ihren energetischen Beschaffungs- und Bereitstellungsaufwand aus. [1.4a] Die Umwandlung in Kraftwerken oder Raffinerien erfolgt teilweise mit großen Verlusten. Im Jahr 2014 wurden in Deutschland Energieträger (zum größten Teil Erdöl, Kohle, Gas, Kernbrennstoffe) mit einer Energie von insgesamt 3.651 Terawattstunden (TWh) eingesetzt. Für private und industrielle Kunden nutzbar war jedoch nur die sogenannte „Endenergie“ von 2.404 TWh; ein gigantischer Verlust von 1.247 TWh. [1.4b] Es kommen nur ungefähr 66% der Energie beim Endnutzer an, der Rest entweicht als nicht genutzte Wärme in die Atmosphäre und heizt diese zusätzlich auf. Eine Terawattstunde sind 1 Milliarde Kilowattstunden (kWh), das entspricht etwa dem jährlichen Stromverbrauch von 300.000 deutschen Privathaushalten. [siehe 1d]

Der größte Bedarf an Endenergie entstand im Jahr 2014 im Verkehrsbereich mit 30,4 Prozent. Etwas geringer war der Bedarf in der Industrie mit 29 Prozent und in den privaten Haushalten mit 25,6 Prozent. Gewerbe, Handel und Dienstleistungen haben 15 Prozent der Endenergie bezogen. [1.4c] Dabei wurde die Energie in Form von Wärme, Strom oder als Kraftstoff für den Transport von Personen und Gütern verwendet / genutzt.

1.4.1 Wärmeverbrauch und -speicherung

Etwas mehr als die Hälfte der Endenergie wurde in Deutschland im Jahr 2014 für die Erzeugung und Bereitstellung von Wärme eingesetzt. Für die Raumwärme, das Warmwasser, zum Kochen und für die verschiedensten Prozesse in der Wirtschaft wird Wärme benötigt. Diese Wärme wurde zu 45% mit Gas, 16% mit Öl, 9% mit Kohle und ebenfalls 9% durch erneuerbare Energien erzeugt. [1.4.1a]

Nach wie vor sind Erdgasheizungen die am häufigsten installierte Heizungstechnologie in Deutschland. Im vergangenen Jahr wurde in knapp jeder zweiten neuen Wohnung ein Erdgaskessel installiert, in rund jeder fünften eine Wärmepumpe. [1.4.1b] Wärmepumpen haben zwei Kreisläufe (Aufnahme und Abgabe), nehmen über ein Kältemittel Wärmeenergie aus der Umgebungsluft oder aus einer Ressource im Erdreich (Grundwasser, Speicherwasser, Eis, Erdreich) auf. Das Kältemittel wird zum Verdampfen gebracht, dann in einem Verdichter komprimiert, wodurch es sich stark erhitzt und damit als nutzbare Heizwärme abgegeben werden kann. Wärmepumpen zur Raumheizung und für die Warmwasserbereitung haben sich längst zu einer ebenso zuverlässigen wie umweltfreundlichen Heizungsvariante entwickelt. [1.4.1c] In Schweden werden inzwischen über 90% der Neubauten mit Wärmepumpen ausgestattet. [1.4.1d] Insgesamt wurden bis zum Ende des Jahres 2015 905.000 Wärmepumpenanlagen in Deutschland installiert. [1.4.1e] Die Wärme der obersten Erdschicht kann man z. B. mit einem Wasser- Glykol-Gemisch durchflossenen Schläuchen nutzen. Sie werden mäandrierend in 1 m – 1,5 m Tiefe vergraben, haben jedoch gegenüber den senkrecht bis zu 100m Tiefe versenkten Erdwärmesonden den Nachteil eines hohen Flächenbedarfs. [1.4.1f] Die Nutzung von bis zu einigen Kilometern tiefen Wärmereservoirs spielt in Deutschland bisher als Wärmequelle keine Rolle. Wärmepumpen können besonders effizient auch in Verbindung mit Latentspeichern, welche die Kristallisationswärme nutzen – den sogenannten „Eisspeichern“ – eingesetzt werden. [1.4.1g] Weniger als ein Prozent der mit erneuerbaren Energien in 2015 erzeugten Wärme wurden durch Tiefengeothermieanlagen bereitgestellt. [1.4.1h] Tiefengeothermie ist allerdings eine weitere Technologie für Gläubige und Anhänger großer zentraler Leistungskonzentration, da sie ohne massive Subventionen niemals wettbewerbsfähig ist.

Mit 21,5% noch etwas höher liegt der Anteil der neuen Wohnungen mit Fernwärme. [1.4.1b] Sie entsteht oft und sinnvoll bei der gemeinsamen Erzeugung von Strom und Wärme und wird mittels Heißwasser über ein Rohrleitungssystem zum Verbraucher transportiert. Die Übergabe der Wärme erfolgt in der Hausübergabestation. Das ausgekühlte Wasser wird dann aus dem jeweiligen Gebäude an das Netz zurückgegeben. [1.4.1i]

In rund 6% der Neubauten wurden Holz und Holzpellets als erste Quellen für Heizenergie genutzt. Kaum mehr von Bedeutung sind hingegen Ölheizungen: Ihr Anteil bei den neuerrichteten Wohnungen lag 2014 bei nur noch 0,7 Prozent. Leider fördert der Freistaat Bayern seit Anfang 2016 wieder den Einbau neuer Ölkessel (Neubau und Ersatz). Betrachtet man alle bestehenden Wohnungen, lag der Anteil der Fernwärme 2014 insgesamt bei 13,5 Prozent, der der Wärmepumpen trotz des Booms in den letzten Jahren bei nur 1,5 Prozent. Die Heizungstechnologien im Wohnungsbestand verändern sich aber nicht nur durch Neubauten, sondern natürlich auch durch Modernisierungen: Immerhin sind die Heizkessel in Deutschland im Durchschnitt 17,6 Jahre alt. [1.4.1b]

Auch thermische Solarkollektoren werden als erneuerbare Energiequelle für die Warmwasserbereitstellung in Pufferspeichern oder auch zur saisonalen Wärmespeicherung (siehe unten) zunehmend genutzt. Sie setzen die auftreffende Sonnenstrahlung in nutzbare Wärme um und bestehen z. B. aus einer Absorberfläche, einem wärmedämmenden Gehäuse und einem Wärmeträgermedium. Die Sonnenstrahlung trifft auf die dunkle Beschichtung und wird dort – ähnlich wie bei einem dunklen Autodach – absorbiert und bedingt durch die hohen entstehenden Temperaturen als Wärme an das Heizsystem abgegeben. Auf der Rückseite der Absorberflächen sind Rohrschlangen angebracht, in denen ein Wasser-Glykol-Gemisch zirkuliert, welches die Wärme abführt (Flachkollektoren). [1.4.1j] Mit Vakuumröhrenkollektoren lassen sich Flüssigkeitstemperaturen bis zu 350 Grad Celsius erreichen [1.4.1k] [alternativ: Schaubild ?!] Insbesondere als Freiflächenanlagen mit hoher Wärmeleistung können sie auch zur Fernwärmeerzeugung genutzt werden. In Senftenberg in Brandenburg entsteht zurZeit auf einer Fläche von zwei Hektar eine Freiflächenröhrenkollektoranlage mit einer geplanten Leistung von etwa 4 GWh pro Jahr zur Fernwärmeversorgung der Stadt. [1.4.1.l] Mit Solarkollektoren kann man max. 40% der eingestrahlten Sonnenleistung tatsächlich nutzen und es wurden bis Ende 2015 in Deutschland insgesamt 2,15 Millionen Solarwärme-Anlagen mit einer Gesamtleistung von 13,4 GW installiert [1.4.1m] Der Anteil an der Wärmelieferung durch erneuerbare Energien betrug im Jahr 2015 5%. [1.4.1h]. Die Technologie ist allerdings leider – im Gegensatz zu Photovoltaik – unter den gegebenen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen nach wie vor unwirtschaftlich und kann nur über Subventionen und guten Willen betrieben werden.

Neben der Raumwärme und Warmwasser wird insbesondere in der Industrie auch Wärme für technische Prozesse benötigt. Diese sogenannte Prozesswärme dient zum Beispiel zum Trocknen, Schmieden oder Schmelzen. Bei etwa einem Drittel des Wärmebedarfs liegt die erforderliche Temperatur unter 100 Grad Celsius. [1.4.1n] Der Anteil der Prozesswärme am Energiebedarf der Industrie betrug 2014 durchschnittlich 64%. Sie wurde zu drei Vierteln mit den fossilen Brennstoffen Gas, Kohle und Öl und nur zu einem Viertel mit Fernwärme, Strom oder Erneuerbare Energien bereitgestellt. Im Haushalt wird die „Prozesswärme“ zum Beispiel für das Kochen, Waschen, Putzen oder zum Trocknen verwendet. Ihr Anteil war mit 6% am Energieverbrauch vergleichsweise gering. Auch der Bereich „Gewerbe, Handel und Dienstleistungen“ nutzt nur 8% der Energie als Prozesswärme. [1.4.1.a]

Bei der Speicherung der Wärme unterscheidet man zwischen Pufferspeichern und saisonalen Speichern. Ein Pufferspeicher ist in der Regel ein gut gedämmter, mit Wasser gefüllter Stahl-, Beton- oder GFK-Behälter, in dem System kurzfristig auftretende Wärmemengen oder Wärmeleistungen stunden- oder tagesweise gespeichert werden. In Verbindung mit Wärmepumpen kommen auch die sogenannten „Eisspeicher“ als Puffer oder Latentwärmespeicher zum Einsatz. Dieses Konzept ist um ein vielfaches effizienter, aber auch spürbar teurer in der Anschaffung. Latentwärmespeicher nutzen die freiwerdende Energie bei den Zustandsänderungen eines Speichermediums. Das dabei am häufigsten genutzte Prinzip ist die Ausnutzung des Übergangs fest-flüssig und umgekehrt zum Beispiel beim Gefrieren und Schmelzen von Wasser. [1.4.1o]

Ein saisonaler Wärmespeicher speichert Wärme über eine „Saison“. Solarwärme im Sommer wird gesammelt und bis zur Heizperiode im Winter gespeichert. Ebenso kann aber auch die Winterkälte bis zum Sommer gespeichert werden, um an heißen Sommertagen z.B. Gebäude zu kühlen. [1.4.1p] Saisonale Wärmespeicher verwenden je nach Bauart entweder Wasser, eine Kies-Wasser- bzw. Erdreich-Wasser-Mischung oder direkt den Untergrund, um Wärme saisonal zu speichern. Das z.B. von Solarkollektoren erwärmte Wasser strömt direkt oder über Rohrschlangen in das Speichermedium und erwärmt den Speicher, sofern dessen Temperatur kälter ist als zugeführte erwärmte Wasser. Bei Wärmebedarf gibt das Speichermedium wiederum die Wärme an kälteres, durch den Speicher strömendes Wasser ab, bis der Speicher nur noch 3 bis 5 °C wärmer ist als das zu erwärmende Wasser. [1.4.1q]

Saisonale Wärmespeicher können in unterschiedlicher Form realisiert werden. „Erdbecken-Wärmespeicher bestehen aus einem großen, abgeschlossenen und (teil-) gedämmten Erdbecken, das mit verschiedenen Speichermedien gefüllt sein kann. Mittels Brunnen oder Rohrleitungen wird Wärme in den Speicher direkt oder indirekt eingespeist und bei Bedarf wieder entnommen. In der nordrhein-westfälischen Stadt Steinfurt deckt seit 1998 eine Wohnsiedlung 36% des jährlichen Wärmebedarfs über einen Kies-Wasser-Erdbeckenwärmespeicher mit einem Speichervolumen von 1500m3. Die Speicherwärme wird durch Solarthermiemodule auf den Dächern der Wohnhäuser erzeugt. [1.4.1r] Seit dem Jahr 2008 sind in Eggenstein-Leopoldshafen (Baden-Württemberg) ein Schul- und Sportzentrum sowie die örtliche Feuerwehr an ein zentrales, solar unterstütztes Nahwärmenetz angeschlossen. Mit 1.600 m² Kollektorfläche wird ein Kies-Wasser-Wärmespeicher aufgewärmt und die Wärme über eine Wärmepumpe auf Temperaturen bis unter 20 °C entnommen [1.4.1s].

Erdsonden-Wärmespeicher nutzen das Gestein im Untergrund zur Wärmespeicherung. In vertikal oder schräg verlaufende Bohrungen werden wasserdurchflossene Erdwärmesonden bis zu 100 m tief ins Erdreich eingegossen. Durch diese Erdwärmesonden wird das erhitzte Wasser in den Untergrund geleitet und erwärmt dort das Gestein. Wenn Wärmebedarf besteht, wird über dieselben Erdwärmesonden die gespeicherte Wärme dem Gestein wieder entzogen und dem nutzenden System zugeführt. Zusätzlich zur aktiven Einspeicherung von Wärme, wird durch Erdsonden-Wärmespeicher dem Untergrund bei Bedarf auch die natürliche geothermische Erdwärme entzogen und nutzbar gemacht.“ [1.4.1t] Bereits Ende 2004 versorgte ein Erdsonden-Wärmespeicher in Neckarsulm (Baden-Württemberg) eine Grundschule mit Sporthalle, ein Einkaufszentrum und rund 270 Wohnungen mit Wärme. Die Siedlung verfügt über rund 7000 m² Kollektorfläche mit knapp 40% Anteil an der Wärmeversorgung. [1.4.1u]

Die sogenannten „Aquifer-Wärmespeicher“ nutzen natürliche abgeschlossene Grundwasserreservoirs zur Wärmespeicherung. Durch einen „kalten“ Brunnen wird Wasser aus dem Speicher hochgepumpt und erwärmt. Dann wird das erwärmte Wasser über eine andere Brunnenbohrung, den „warmen“ Brunnen wieder in den Untergrund eingeleitet. bei Wärmebedarf wird warmes Wasser aus dem Speicher entnommen und die Wärme wird über Wärmeübertrager in den Verbraucherkreislauf übertragen. [1.4.1v] In Rostock-Brinckmanshöhe wurde bereits 1999 eine solare Nahwärmeversorgung in Kombination mit einem saisonalen 20000 m² Aquifer-Wärmespeicher errichtet und versorgte Mehrfamiliengebäude mit insgesamt 108 Wohneinheiten. [1.4.1w] In einem neuen Forschungsprojekt soll nun ein standortunabhängiges Auslegungskonzept für die Planung verlässlicher und effizienter thermischer Aquiferspeicher entwickelt werden. [1.4.1x]

Bei der Nutzung der obigen Speichertechnologien müssen natürlich die örtlichen geologischen Gegebenheiten berücksichtigt werden.

Bereits vor mehr als einem Jahrzehnt wurden also verschiedene Wärmespeicherkonzepte entwickelt und in Pilotprojekten erfolgreich realisiert, mit denen durch erneuerbare Energien ein Großteil des jährlichen Wärmebedarfs gedeckt werden könnte!

1.4.2 Stromverbrauch und -speicherung

Im Jahr 2014 wurden 21,2% der Endenergie in Deutschland als Strom eingesetzt. [1.4.2a] Damit spielt die Stromversorgung eine wichtige Rolle. Moderne Industriegesellschaften sind vom Strom inzwischen sogar so abhängig geworden, dass ein lang andauernder Stromausfall katastrophale Folgen hätte.

In der Anfangszeit der Elektrifizierung gab es einen mit harten Bandagen geführten Kampf um die Frage, ob die aufzubauenden Stromnetze auf Gleichstrom oder Wechselstrom basieren sollten. Thomas Edison vertrat sein Konzept des Gleichstromnetzes unter anderem mit dem Hinweis auf höhere Stromschlaggefahren bei Wechselstrom. Dennoch hat man sich Ende des 19.Jahrhunderts für den Einsatz von Wechselstrom entschieden.

Der Hauptgrund dafür war, dass man Wechselstrom im Gegensatz zum Gleichstrom leicht mit Transformatoren auf ein anderes Spannungsniveau bringen konnte. Wechselstrom ist ein elektrischer Strom, der periodisch seine Richtung wechselt. Gleichstrom dagegen ändert seine Richtung nicht. Entsprechend ist eine Wechselspannung eine oszillierende elektrische Spannung. Typischerweise schwingen Stromstärke und Spannung sinusförmig mit einer festen Frequenz. Beispielsweise bedeutet die im europäischen Verbundsystem verwendete Netzfrequenz von 50 Hertz, dass die Spannung pro Sekunde 50mal oszilliert. Für die Eisenbahn werden dagegen 16,7 Hertz verwendet. [1.4.2.b]

Historisch gewachsen sind in Europa fünf Spannungsebenen mit unterschiedlichen Aufgaben. Je höher die Spannung, umso geringer sind, bei gleicher zu übertragender Leistung, die fließenden Ströme und damit auch die Leitungsverluste. Gleichzeitig steigen bei höherer Spannung die Anforderungen an die Netzelemente wie Leitungen, Transformatoren und Schaltanlagen. Die höchste in Europa (Russland, Ukraine, Ungarn, Polen) verwendete Spannungsebene beträgt 750 Kilovolt [kV]. [1.4.2.c]
Damit können Leistungen über weite Entfernungen übertragen werden. In Deutschland werden derzeit die Höchstspannungsebenen 380 kV und 220 kV für die Einspeisung von Strom aus Großkraftwerken und seinen weiteren Transport verwendet. An das Hochspannungsnetz mit 50 bis 110 kV werden neben fossilen Kraftwerken z.B. auch Windparks und industrielle Großabnehmer direkt angeschlossen. Blockheizkraftwerke, Solarparks, Biomasse-, Wasser- und Windkraftanlagen sowie industrielle und gewerbliche Abnehmer werden mit dem Mittelspannungsnetz (6 bis 30 kV) verbunden. Das Niederspannungsnetz versorgt mit 240/400V private oder kleinere industrielle Verbraucher und Erzeuger. Es speisen Solaranlagen und BHKW mit geringer Leistung ihren Strom direkt ein.

Die Netzfrequenz beträgt in Europa 50 Hz. Bei einer Netzfrequenz von genau 50 Hz sind Stromerzeugung und Stromverbrauch im Stromnetz im Gleichgewicht. Es wird dann genau so viel Strom erzeugt, wie verbraucht wird. Die Speicherung von elektrischer Energie setzt eine Umwandlung in eine andere Energieform voraus. Eine solche Umwandlung ist jedoch immer verlustbehaftet. Als Verlust bezeichnet man dabei die Tatsache, dass ein Teil der eingesetzten Energie nicht nutzbar ist. Der Begriff Verlust ist eine Bezeichnung, die dem modernen, betriebswirtschaftlichen Denken in „Gewinn“ und „Verlust“ entspringt. Wie bei Geld, das man verliert. Egal ob aus der Börse oder an der Börse: Es ist nicht vernichtet oder verbraucht, sondern kann nur nicht mehr selbst genutzt werden.

Energie kann physikalisch weder erzeugt noch vernichtet (verbraucht) werden. Sie wird nur von einer Energieform in eine andere Energieform umgewandelt. [1.4.2f] Zum Beispiel dient eine herkömmliche Glühlampe der Beleuchtung. Aber nur 5% der eingesetzten Energie werden in sichtbares Licht umgewandelt, 95% in Wärmeenergie. [1.4.2g] Diesen unerwünschten Anteil bezeichnen wir als Verluste. Diese „Verluste“ heizen aber auch unsere Wohnung auf.

Eine seit rund 100 Jahren angewandte Methode ist die Speicherung von Elektroenergie mittels Pumpspeicherung. Dabei wird eine Wassermenge mit überschüssigem, vermeintlich billigem, Strom von einem tiefer gelegenen Speicherbecken in ein höher gelegenes Speicherbecken gepumpt. Wird die so zwischengespeicherte Energie wieder benötigt, fließt das Wasser aus dem oberen Becken über Turbinen in das untere Becken zurück. Es handelt sich also um ein spezielles Wasserkraftwerk. Der Bau solcher Pumpspeicherwerke ist sehr aufwendig und stellt einen erheblichen Eingriff in die Natur dar. Pumpspeicherung dient dazu relativ große Energiemengen zu speichern. Die Lage von Pumpspeicherwerken ist auf Grund ihrer Bauart immer zentral. Mit Pumpspeicherenergie steht dann auch eine große Energiemenge zentral zur Verfügung. Pumpspeicherkraftwerke unterstützen heute den Ausgleich zwischen Stromerzeugung und -nachfrage. Daneben können Pumpspeicher auch das Stromnetz stabilisieren und zur Versorgungssicherheit beitragen. [1.4.2h]. Sie dienen als schnell verfügbare Leistungsreserve. Man kann eine große Energiemenge, z.B. 1.000 Megawattstunden (MWh) aus dem PSW Goldistal, gezielt zu einem Verbrauchsschwerpunkt leiten. Das könnte zum Beispiel der Strom für den Neustart eines Kraftwerkes oder für eine wichtige Industrieanlage sein. Alle deutschen Pumpspeicherwerke haben zusammen eine Speicherkapazität von ca. 40 Gigawattstunden (GWh). [1.4.2i] Eine Megawattstunde sind 1.000 kWh und eine Gigawattstunde sind 1.000 MWh. [1.4.2j]

Batterien und Akkus gehören zum Alltag. Das Batteriegesetz unterscheidet zwischen Gerätebatterien, Industriebatterien und Fahrzeugbatterien. „Gerätebatterien“ sind beispielsweise Batterien und Akkus, die für die üblichen Zwecke im Haushalt genutzt werden. Gerätebatterien sind verschlossen und können problemlos in der Hand gehalten werden. Insbesondere sind das Batterien und Akkus für Mobiltelefone, tragbare Computer, schnurlose Elektrowerkzeuge, Spielzeuge und Haushaltsgeräte wie elektrische Zahnbürsten, Rasierer und tragbare Staubsauger, einschließlich der vergleichbaren Geräte in Schulen, Geschäften, Restaurants, Flughäfen, Büros und Krankenhäusern. Auch Knopfzellen fallen unter den Begriff der Gerätebatterien. [1.4.2k] Im Jahr 2012 wurden in Deutschland 1,5 Milliarden Gerätebatterien mit einem Gewicht von 43.549 Tonnen verkauft. Das heißt, im Durchschnitt kauft jede Verbraucherin und jeder Verbraucher rund 20 Batterien pro Jahr. [1.4.2l] Die Energie-Bilanz insbesondere von Batterien ist schlecht: Batterien verbrauchen bei ihrer Herstellung zwischen 40- und 500-mal mehr Energie, als sie bei der Nutzung dann später zur Verfügung stellen. [1.4.2m]. Ähnlich sieht es mit den Kosten aus. Strom aus Batterien ist rund 300-mal teurer als Strom aus dem Netz! Diese ineffiziente Art der Energieversorgung wird durch die Verwendung von Akkus in den meisten Fällen gemildert. Durch das mehrfache Wiederaufladen können Umwelt- und Energiebilanz verbessert werden. Wenn man Batterien durch Akkus ersetzt, kann man etwa ein halbes Kilogramm klimarelevantes Kohlendioxid pro Servicestunde der Batterie sparen. [1.4.2n] Als Starterbatterie (Akkumulator) liefert sie unter anderem die elektrische Energie für den Anlasser eines Verbrennungsmotors beispielsweise in Kraftfahrzeugen, Stromerzeugungsaggregaten oder der Gasturbine eines Flugzeuges. [1.4.2o] In den letzten Jahren ist die Nachfrage nach Stromspeichern für private Photovoltaikanlagen deutlich gestiegen. Für Betreiber privater PV Anlagen ist es inzwischen günstiger, den Solarstrom selber zu verbrauchen, als ihn in das öffentliche Stromnetz einzuspeisen und dafür die Einspeisevergütung zu erhalten. [1.4.2p] Bis Ende September 2015 wurden im Rahmen des Speicherförderprogramm der KfW Bank [1.4.2q] rund 14.000 Anträge genehmigt. [1.4.2r] In Gewerbe- und Industriebetrieben sind Batteriespeicher zum Beispiel zur Sicherstellung einer unterbrechungsfreien Stromversorgung für Steuer- und Regelungsprozesse, zur Notstromversorgung oder auch zur Beseitigung von Lastspitzen im Einsatz. [1.4.2s] Großbatteriespeichern können helfen, das Stromnetz zu stabilisieren. Im nordfriesischen Braderup wurde 2014 ein kombinierter Lithium-Ionen/Redox-Flow-Batteriespeicher mit einer Gesamtkapazität von drei Megawattstunden als Zwischenspeicher eines Windparks installiert. Er speichert sowohl Strom zur Nutzung oder zum Verkauf als auch zum Ausgleich kurzfristiger Schwankungen in der Nachfrage oder der Stromerzeugung im Stromnetz. [1.4.2s] Im gleichen Jahr wurde in Schwerin ein Lithium-Ionen-Speicher mit einer Kapazität von fünf Megawattstunden in Betrieb genommen. [1.4.2v] Auch der Kraftwerksbetreiber Steag hat beschlossen, bis zum Jahr 2017 insgesamt sechs Batteriespeicher mit einer Leistung von jeweils 15 Megawatt an sechs Standorten zu installieren. [„Steag investiert in sechs Batteriespeicher mit zusammen 90 Megawatt“ [1.4.2w]. An den ca. 600.000 Ortsnetztrafos in der Bundesrepublik könnten z. B. 600.000 Li-Ion-Speicher mit einer Leistung und Kapazität von je 1 MW/1MWh errichtet werden und damit sämtliche Last- und Erzeugungsspitzen im Niederspannungsnetz ausgleichen. Damit wären PV Anlagen mit einer Erzeugungskapazität von 2.400.000 MW aus dem Bereich Privat und kleine Gewerbe problemlos integrierbar. Entspricht einer Strommenge von 2.400 TWh, dem fünffachen des Stromverbrauchs in der BRD.

1.4.3 Energiebedarf und Transportleistung im Verkehrsbereich

Im Verkehrssektor werden zu über 90% Kraftstoffe aus Mineralöl eingesetzt, Biokraftstoffe und Strom spielen bislang nur eine geringfügige Rolle. 2014 wurden in Deutschland fossile Kraftstoffe zu 94 Prozent eingesetzt. Biokraftstoffe hatten einen Anteil von 4,4 Prozent und elektrisch wurden nur 1,6 Prozent der Gesamtenergie aufgewendet. [1.4.3b]

Bei der Personenbeförderung war im Jahr 2014 der motorisierte Individualverkehr herausragend: 939 von insgesamt 1.167 Milliarden Personenkilometer (80%) entfielen auf ihn. Mit Eisenbahnen oder öffentlichen Verkehrsmitteln wurden in Deutschland lediglich 90 (8%) bzw. 80 Milliarden (7%) Personenkilometer und mit Flugzeugen 58 Milliarden (5%) Personenkilometer zurückgelegt. [1.4.3c]

Die Fahrt mit dem eigenen PKW produziert wesentlich mehr CO2 und nutzt auch wesentlich mehr Energie als Busse oder Bahnen. In einer Studie aus dem Jahr 2013 [1.4.3d] gibt das Umweltbundesamt die gesamten CO2-Emissionen (inklusive des Baus und des Betriebs der zugehörigen Infrastruktur und Fahrzeuge) für den PKW mit 163g pro Personenkilometer, für die Bahn im Nahverkehr mit 104g und für den Linienbus mit 87g an. Betrachtet man den Personenfernverkehr, so besitzt das Flugzeug mit 256g pro Personenkilometer den höchsten CO2-Ausstoß. Es folgen der PKW mit 163g, die Bahn mit 65g und der Reisebus mit nur 38g CO2. [1.4.3e] Da die CO2-Emissionen proportional zum Energieverbrauch (Achtung, nur bei identischem Brennstoff) sind, liegt in der stärkeren Nutzung von Bus und Bahn also auch ein erhebliches Energieeinsparungspotential! [1.4.3c]

Beim Güterverkehr dominierte im Jahr 2014 der Straßengüterverkehr. Von 655 Milliarden Tonnenkilometern wurden 464 Milliarden (71 Prozent) auf der Straße zurückgelegt. 113 (17 Prozent) Milliarden entfielen auf Eisenbahnen und 59 Milliarden (9 Prozent) auf die Binnenschifffahrt. Mit dem Transport durch Rohrleitungen (Öl und Gas) wurden 18 Milliarden (3 Prozent) erzielt, während mit Flugzeugen nur 1,4 Milliarden Tonnenkilometer (0,2 Prozent) zurückgelegt wurden. [1.4.3c] Die CO2-Emissionen sind auch im Güterverkehr äußerst unterschiedlich: Für die grenzüberschreitende Luftfracht werden 932g CO2-Ausstoß pro Tonnenkilometer ausgewiesen, Last- und Sattelzüge kommen auf 94g und am besten schneiden die Binnenschifffahrt mit 38g und die Bahn mit 34g CO2-Ausstoß ab. [1.4.3f] Ein höherer Anteil des Transportes von Gütern mit dem Binnenschiff oder auf der Schiene ist für die Zukunft auch unter energetischen Gesichtspunkten sehr wünschenswert.

[Tabelle?!]

Im nächsten Kapitel wird abgeschätzt, wie viel (End-)Energie wir als Gesellschaft in Zukunft benötigen, ohne uns einschränken zu wollen. Dabei berücksichtigen wir die bereits heute entwickelten energieeffizienten Technologien und vermeiden überflüssigen Energieeinsatz. In Kapitel 3 beschreiben wir, wie eine nachhaltige Energieversorgung möglich wäre. Die erforderliche Wärme- und Stromenergie kann in Deutschland mit erneuerbaren Energien erzeugt werden (Kapitel 4). Im nachfolgenden Kapitel 5 wird aufgezeigt, warum die Energiewende noch nicht im notwendigen Tempo umgesetzt wird, welche politischen Rahmenbedingungen dazu geändert werden sollten und wie wir Bürger bereits jetzt unabhängig von politischen Entscheidungen mit der Energiewende beginnen können. Abschließend erfolgt ein kurzer globaler Ausblick.

Literaturverzeichnis und Anmerkungen Kapitel 1:

1 Energieversorgung in Deutschland

[1a]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 3, Stand 12.1.2016

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1b]
siehe:
Energy Comment: Fossile Energieimporte und hohe Heizkosten Herausforderungen für die deutsche Wärmepolitik Kurzstudie im Auftrag der Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen, Dezember 2013
und
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tabellen 13, 17, 19 und 26, Stand 12.1.2016

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1c]

http://wirtschaftslexikon.gabler.de/Definition/daseinsvorsorge.html

[1d]
http://www.ebv-oil.org/cms/pdf/ErdoelBevG20120401.pdf

[1e]
Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG), insbesondere § 1 und $ 17
https://www.gesetze-im-internet.de/bundesrecht/enwg_2005/gesamt.pdf,
Zuletzt geändert durch Art. 2 Abs. 3 G v. 21.12.2015

[1f]
Daseinsvorsorge
https://de.wikipedia.org/wiki/Daseinsvorsorge

1.1. Energiebedarf in Deutschland

[1.1a]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 4, Stand 12.1.2016
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.1b]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 31a, Stand 12.1.2016
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

1.2. Lagerung der fossilen Energieträger

[1.2a]
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Konventionelle-Energietraeger/oel,did=515664.html

[1.2b]
http://www.ebv-oil.org/cms/cms2.asp?sid=60&nid=&cof=60

[1..2c]

http://www.ebv-oil.org/cms/cms2.asp?sid=92&nid=&cof=60

[1.2d]
http://www.bmwi.de/BMWi/Redaktion/PDF/Publikationen/Studien/moeglichkeiten-zur-verbesserung-der-gasversorgungsicherheit-und-der-krisenvorsorge-durch-regelungen-der-speicher,property=pdf,bereich=bmwi2012,sprache=de,rwb=true.pdf, Seite 45

[1.2e]
https://www.bdew.de/internet.nsf/id/20140613-staatliche-erdgasreserve-in-deutschland-kontraproduktiv-de?open&ccm=900030, Pressemitteilung des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. vom 13.06.2014

[1.2f]
http://www.energieverbraucher.de/de/aus-2014-q2__3086/

[1.2g]

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Konventionelle-Energietraeger/kohle,did=190810.html
[1.2h]
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Konventionelle-Energietraeger/kohle,did=190810.html

[1.2i]
siehe auch Erdöl und Erdgas in der Bundesrepublik Deutschland 2014″

http://www.lbeg.niedersachsen.de/download/98573/Erdoel_und_Erdgas_in_der_Bundesrepublik_Deutschland_2014.pdf

1.3. Energieverteilung

[1.3a]
Das Gasnetz als universeller Speicher – Chancen und Grenzen 1. Energiespeichertagung Umwelt-Campus Birkenfeld Dr. Gerrit Volk, Referatsleiter „Zugang zu Gasverteilernetzen, technische Grundsatzfragen, Versorgungssicherheit“ Birkenfeld, 27. Februar 2013; Seite 7
http://www.stoffstrom.org/fileadmin/userdaten/dokumente/Veranstaltungen/EST/07.pdf

[1.3b]
Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW) – Quelle: Niedersächsisches Landesamt für Bergbau, Energie und Geologie; Stand: 01.01.2015

https://www.bdew.de/internet.nsf/id/E6A1F26A9C05E6CFC125796B0047B9BC/$file/Erdgasspeicherkarte%20D%202015%20online_o_jaehrlich_Ki_04062015.pdf

[1.3c]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 7 und 7a, Stand 12.01.2016:
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.3d]
Wikipedia: „Kraft-Wärme-Kopplung“
https://de.wikipedia.org/wiki/Kraft-W%C3%A4rme-Kopplung

[1.3e]
Wikipedia: „Fernwärme“

https://de.wikipedia.org/wiki/Fernw%C3%A4rme

Umweltbundesamt: Kraft-Wärme-Kopplung / Nah- und Fernwärme

http://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/energieversorgung/kraft-waerme-kopplung-nah-fernwaerme

[1.3f]
Mineralölwirtschaftsverband e. V.: „Raffinerien und Mineralölfernleitungen in Deutschland“

http://www.mwv.de/index.php/ueberuns/pipelines

und
Mineralölwirtschaftsverband e. V.: Entwicklung des Tankstellenbestandes
http://www.mwv.de/index.php/daten/statistikenpreise/?loc=14

[1.3g]
Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW): Stromnetzlänge entspricht 45facher Erdumrundung; 05. August 2014
https://www.bdew.de/internet.nsf/id/20140805-pi-stromnetzlaenge-entspricht-45facher-erdumrundung-de

https://www.bdew.de/internet.nsf/id/8FE409A16ED16AC2C1257D2B0027B169/$file/140805%20BDEW%20neue%20Zahlen%20zum%20deutschen%20Stromnetz%20Anhang.pdf

1.4 Struktur des Energieverbrauchs

[1.4a]
siehe die Begriffserklärung (Glossar) der Bundesregierung zum Thema „Energie“ unter anderem mit einer Erklärung der Begriffe „Primärenergie“, „Endenergie“ und „Wirkungsgrad“:
https://www.bundesregierung.de/Content/DE/StatischeSeiten/Breg/FAQ/faq-energie.html

[1.4b]
Der Primärenergie-Verbrauch und Endenergie-Verbrauch im Jahr 2014 in Deutschland: Siehe die Energiedaten (in Petajoule) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie Tab. 5, Stand 12.1.2016.
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

Die Einheit „Petajoule“ (PJ) entspricht 0,278 TWh: Energiedaten (in Petajoule) des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 0.2, Stand 12.1.2016.

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

Der Begriff „Endenergie” wird z. B. hier erläutert:
https://www.bundesregierung.de/Content/DE/StatischeSeiten/Breg/FAQ/faq-energie.html

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

[1.4c]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 6a, Stand 12.1.2016

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

1.4.1 Wärmeverbrauch und -speicherung

[1.4.1a]
53,6%, errechnet aus Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 7 und 7a, Stand 12.01.2016:
http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.4.1b]
BMWI-Newsletter: „So heizt Deutschland heute“, 08.09.2015,

https://www.bmwi-energiewende.de/EWD/Redaktion/Newsletter/2015/15/Meldung/infografik-so-heizt-deutschland-heute.html

[1.4.1c]
siehe http://www.waermepumpe.de/waermepumpe/funktionsweise/

[1.4.1d]

http://www.energiesparen-im-haushalt.de/energie/bauen-und-modernisieren/hausbau-regenerative-energie/energiebewusst-bauen-wohnen/emission-alternative-heizung/heizen-mit-erdwaerme.html

[1.4.1e]
BMWI:

https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_im_jahr_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=12
Seite 28

[1.4.1f]
http://www.saisonalspeicher.de/Speichertypen/Erdsonden/tabid/75/Default.aspx

[1.4.1g ]
siehe zum Beispiel:
http://www.regenerative-energie24.de/eisheizung/eisspeicher-aufbau-nutzen-vorteile

[1.4.1h]
BMWI:
https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/entwicklung_der_erneuerbaren_energien_in_deutschland_im_jahr_2015.pdf?__blob=publicationFile&v=12
Seite 22

[1.4.1i]

http://www.fernwaerme-info.com/was-ist-fernwaerme/definition/

[1.4.1j]

http://www.saisonalspeicher.de/Systemtechnik/W%C3%A4rmeerzeuger/Solarkollektoren/tabid/147/language/de-DE/Default.aspx

[1.4.1k]
Wikipedia: Vakuumröhrenkollektor

https://de.wikipedia.org/wiki/Vakuumr%C3%B6hrenkollektor

[1.4.1.l]
„Senftenberg baut größte Solarthermie-Anlage Deutschlands mit Einspeisung in zentrales Fernwärmenetz“

http://www.ecoquent-positions.com/senftenberg-baut-groesste-solarthermie-anlage-deutschlands-mit-einspeisung-in-zentrales-fernwaermenetz/

„Energiekonzept für die Stadt Senftenberg“:
https://www.senftenberg.de/Rathaus/Integrierte-Stadt-und-Regionalentwicklung/Energiekonzept

[1.4.1m]

https://www.solarwirtschaft.de/fileadmin/media/pdf/2016_3_BSW_Solar_Faktenblatt_Solarwaerme.pdf

[1.4.1n]
Sächsische Energieagentur – SAENA GmbH: „Solare Prozesswärme – Checkliste für Unternehmen“, Seite 2,

http://www.solar-process-heat.eu/fileadmin/redakteure/So-Pro/Work_Packages/WP3/Checklists/D3.1_SAENA_Checkliste-editierbar_SAENA.pdf

[1.4.1o]
Wikipedia: Latentwärmespeicher

https://de.wikipedia.org/wiki/Latentw%C3%A4rmespeicher
http://www.energie-experten.org/heizung/waermepumpe/arten/eisspeicher.html

[1.4.1p]

http://www.saisonalspeicher.de/Grundlagen/Funktionsprinzip/SaisonalerW%C3%A4rmespeicher/tabid/314/Default.aspx

[1.4.1q]

http://www.saisonalspeicher.de/Grundlagen/Funktionsprinzip/tabid/67/Default.aspx

[1.4.1r]

http://www.saisonalspeicher.de/Projekte/ProjekteinDeutschland/Steinfurt/tabid/424/language/de-DE/Default.aspx

[1.4.1s]

http://www.saisonalspeicher.de/Projekte/ProjekteinDeutschland/Eggenstein/tabid/406/language/de-DE/Default.aspx

[1.4.1t]http://www.saisonalspeicher.de/Speichertypen/Erdsonden/tabid/75/Default.aspx

[1.4.1u]

http://www.werkstatt-stadt.de/de/projekte/177/ und
http://www.neckarsulm.de/main/online-rathaus/stadtverwaltung/stadtwerke-neckarsulm.html

[1.4.1v]
http://www.saisonalspeicher.de/Speichertypen/Aquifer/tabid/74/Default.aspx

[1.4.1w]

http://www.saisonalspeicher.de/Projekte/ProjekteinDeutschland/Rostock/tabid/422/language/de-DE/Default.aspx

[1.4.1x]

http://forschung-energiespeicher.info/projektschau/gesamtliste/projekt-einzelansicht/95/Saisonale_Waermespeicherung_in_Aquiferen/

1.4.2 Stromverbrauch und -speicherung

[1.4.2a]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 6, Stand 12.01.2016:

http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.4.2.b]
RP-Energie-Lexikon: Wechselstrom“, Autor: Dr. Rüdiger Paschotta
https://www.energie-lexikon.info/gleichstrom.html

[1.4.2.c]

https://de.wikipedia.org/wiki/Stromnetz#Spannungsebenen
[1.4.2.d]

[1.4.2.e]

[1.4.2f]
https://de.wikipedia.org/wiki/Energieerhaltungssatz

[1.4.2g]https://de.wikipedia.org/wiki/Gl%C3%BChlampe#/media/File:Wirkungsgrad_gluehlampe.svg

[1.4.2h]
BMWI: Zweiter Monitoring-Bericht „Energie der Zukunft“, März 2014 Seite 51

http://www.zsw-bw.de/uploads/media/2.-monitoring-bericht-energie-der-zukunft.pdf

[1.4.2i]
https://de.wikipedia.org/wiki/Liste_von_Pumpspeicherkraftwerken#Deutschland

[1.4.2j]
https://de.wikipedia.org/wiki/Wattstunde

[1.4.2k]
https://www.umweltbundesamt.de/sites/default/files/medien/publikation/long/4414.pdf, Seite 8

[1.4.2l]

https://www.umweltbundesamt.de/themen/abfall-ressourcen/produktverantwortung-in-der-abfallwirtschaft/batterien

[1.4.2m]
(SCHOLL et al. 1998)]

[1.4.2n]
Climatop (2010): Klimabilanz: Batterien, Fact Sheet; Zürich:
http://www.climatop.ch/downloads/D-Fact_Sheet_Migros_Batteries_v3.pdf, Seite 12

[1.4.2o]
https://de.wikipedia.org/wiki/Starterbatterie

[1.4.2p]
http://www.solarwatt.de/de/komponenten/stromspeicher/

[1.4.2q]
https://www.kfw.de/inlandsfoerderung/Unternehmen/Energie-Umwelt/F%C3%B6rderprodukte/Erneuerbare-Energien-%E2%80%93-Speicher-%28275%29/

[1.4.2r]

http://www.cep-expo.de/fileadmin/Tagungsbaende/Stromspeicher/10.10_Ammon,Martin.pdf, Seite 15

[1.4.2s]
https://fenecon.de/page/stromspeicher-commercial]
[1.4.2t]
http://www.bosch-presse.de/presseforum/details.htm?txtID=6818&]

[1.4.2v]
https://www.wemag.com/ueber_die_wemag/oekostrategie/Energiespeicher/Batteriespeicher

[1.4.2w]

http://www.iwr.de/news.php?id=30055

1.4.3 Energieverbrauch und Transportleistung im Verkehrsbereich

[1.4.3a]
https://www.umweltbundesamt.de/daten/energiebereitstellung-verbrauch/energieverbrauch-nach-energietraegern-sektoren

[1.4.3b]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 6a, Stand 12.1.2016 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.4.3c]
Energiedaten des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie, Tab. 1, Stand 12.1.2016 http://www.bmwi.de/DE/Themen/Energie/Energiedaten-und-analysen/Energiedaten/gesamtausgabe,did=476134.html

[1.4.3d]
Umweltbundesamt: „Treibhausgas-Emissionen durch Infrastruktur und Fahrzeuge des Straßen-, Schienen- und Luftverkehrs sowie der Binnenschifffahrt in Deutschland“, Mai 2013, Seite 124
http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/treibhausgas-emissionen-durch-infrastruktur

[1.4.3e]
Umweltbundesamt: „Treibhausgas-Emissionen durch Infrastruktur und Fahrzeuge des Straßen-, Schienen- und Luftverkehrs sowie der Binnenschifffahrt in Deutschland“, Mai 2013, Seite 127

http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/treibhausgas-emissionen-durch-infrastruktur

[1.4.3f]
Umweltbundesamt: „Treibhausgas-Emissionen durch Infrastruktur und Fahrzeuge des Straßen-, Schienen- und Luftverkehrs sowie der Binnenschifffahrt in Deutschland“, Mai 2013, Seite 129 http://www.umweltbundesamt.de/publikationen/treibhausgas-emissionen-durch-infrastruktur

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Das EEG 2017 – Auszüge für PV-Anlagen Interessierte

Auszüge aus dem Erneuerbare Energien Gesetz für PV-Anlagen Interessierte


„Thomas Blechschmidt: Was ist 2017 für Photovoltaik neu oder weiter relevant im Erneuerbare Energien Gesetz? Abgesehen davon, dass es immer noch in Kraft ist und es vernünftiger wäre, es einzustellen? Eine Zusammenfassung und Kommentierung.“

https://www.gesetze-im-internet.de/enwg_2005/__3.html

(„Für Betreiber von Photovoltaik, Fotovoltaik, Solaranlagen oder wie auch immer. Dies steht hier nur wegen der Tags…
Photovoltaik genügt und ist ausreichend anspruchsvoll.“)

§ 1. (3) Das Ziel nach Absatz 2 Satz 1 dient auch dazu, den Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Bruttoendenergieverbrauch bis zum Jahr 2020 auf mindestens 18 Prozent zu erhöhen.
Thomas Blechschmidt: Energieverbrauch ist leider immer noch ein vollkommen falscher Begriff, Energie kann nicht verbraucht werden, da physikalische Erhaltungsgröße“

Zu § 2 Grundsätze des Gesetzes „(TB: ff in vielen der folgenden §§)“

„Thomas Blechschmidt: Unverändert die allgemeine grundsätzlich irreführende Formulierung ‚erneuerbare Energien‘. Was nicht verbraucht werden kann, kann auch nicht erneuert werden. Logik. Faszinierend, wie sehr der Mensch sich in seine eigene Gedankenlosigkeit verlieben kann.“

§ 3.1. „Anlage“ jede Einrichtung zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas, wobei im Fall von Solaranlagen jedes Modul eine eigenständige Anlage ist; als Anlage gelten auch Einrichtungen, die zwischengespeicherte Energie, die ausschließlich aus erneuerbaren Energien oder Grubengas stammt, aufnehmen und in elektrische Energie umwandeln,

§ 3.6. „Bemessungsleistung“ der Quotient aus der Summe der in dem jeweiligen Kalenderjahr erzeugten Kilowattstunden und der Summe der vollen Zeitstunden des jeweiligen Kalenderjahres abzüglich der vollen Stunden vor der erstmaligen Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas durch eine Anlage und nach endgültiger Stilllegung dieser Anlage,

„Thomas Blechschmidt: Eine reichlich unpräzise schwammige und schwurbelige Formulierung. Wohl in der Absicht, den Gesetzestext kurz zu halten, was aber zu Lasten der Exaktheit geht. Gemeint ist die erzeugte Strommenge über das gesamte Jahr durch die Anzahl der tatsächlich produktiven Vollbenutzungsstunden zu teilen. Dabei entfallen alle etwaigen Zeiträume vor oder nach einer gültigen Betriebsdauer. Sprich: Falls die Anlage nicht das ganze Jahr laufen konnte oder durfte (rechtliche oder technische Gründe), sondern mitten unter einem Kalenderjahr in oder außer Betrieb gegangen ist. Vollbenutzungsstunden sind eine technische Größe, die die tatsächlich bei jeder Anlage schwankende Leistung und den dadurch/damit nicht konstanten Stromertrag auf die 100%-Leistung der Anlage nach Norm hochrechnen. Damit wird rechnerisch ein Zustand simuliert, als wäre die Anlage unter den exakten Normbedingungen konstant gelaufen. Der Wert dient Vergleichszwecken, Dimensionierungen und Berechnungen durchschnittlicher Effizienz, Wirtschaftlichkeit etc. Zur Entschuldigung des geplagten Gesetzgebers sei gesagt, dass so viele und derart komplexe Zusammenhänge in kein Gesetz passen. Allerdings spricht rein gar nichts gegen die Verwendung technisch solider, korrekter und eingeführter Begriffe und der Verweis auf weiterführende Quellen zu Erläuterung: Vollbenutzungsstunden = VBH“

https://www.google.de/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=9&ved=0ahUKEwiJ-7n75qrSAhWISBQKHfOACc4QFghSMAg&url=http%3A%2F%2Fwww.iwu.de%2Ffileadmin%2Fuser_upload%2Fdateien%2Fenergie%2Ftektool%2FTEK-Methodik_6.2_final_ISBN.pdf&usg=AFQjCNG4PIrK2zxcVaDrFO7GgaJErIoulA&sig2=V80l-2MUdiJSEOWjH-z_-g&bvm=bv.148073327,d.bGg&cad=rjahttp://energieeinkauf.info/faq/netznutzung/was-sind-benutzungsstunden

„Auch Volllaststunde:“ https://de.wikipedia.org/wiki/Volllaststunde

„Thomas Blechschmidt: Wobei es hier etwas spezieller um Motorleistungen und Heizungsleistungen geht. Das Prinzip ist aber identisch.“

§ 3.22. „Freiflächenanlage“ jede Solaranlage, die nicht auf, an oder in einem Gebäude oder einer sonstigen baulichen Anlage angebracht ist, die vorrangig zu anderen Zwecken als der Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie errichtet worden ist,

§ 3.30. „Inbetriebnahme“ die erstmalige Inbetriebsetzung der Anlage ausschließlich mit erneuerbaren Energien oder Grubengas nach Herstellung der technischen Betriebsbereitschaft der Anlage; die technische Betriebsbereitschaft setzt voraus, dass die Anlage fest an dem für den dauerhaften Betrieb vorgesehenen Ort und dauerhaft mit dem für die Erzeugung von Wechselstrom erforderlichen Zubehör installiert wurde; der Austausch des Generators oder sonstiger technischer oder baulicher Teile nach der erstmaligen Inbetriebnahme führt nicht zu einer Änderung des Zeitpunkts der Inbetriebnahme,

§ 3.38. „Regionalnachweis“ ein elektronisches Dokument, das ausschließlich dazu dient, im Rahmen der Stromkennzeichnung nach § 42 des Energiewirtschaftsgesetzes gegenüber einem Letztverbraucher die regionale Herkunft eines bestimmten Anteils oder einer bestimmten Menge des verbrauchten Stroms aus erneuerbaren Energien nachzuweisen,

„Frage Thomas Blechschmidt: Wozu dient und nützt ein Regionalnachweis, wenn unter Aufbietung allen denkbaren Einflusses alles Mögliche – ob sinnvoll oder nicht – unternommen wird, um auch geringste Mengen elektrischer Energie hunderte und tausende Kilometer vom Bereitstellungsort nutzen zu können?“

§ 3.41 „Solaranlage“ jede Anlage zur Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie,

§ 3.43b. „Stromerzeugungsanlage“ jede technische Einrichtung, die unabhängig vom eingesetzten Energieträger direkt Strom erzeugt, wobei im Fall von Solaranlagen jedes Modul eine eigenständige Stromerzeugungsanlage ist,

§ 9 Technische Vorgaben

§ 9 (1) Anlagenbetreiber und Betreiber von KWK-Anlagen müssen ihre Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt mit technischen Einrichtungen ausstatten, mit denen der Netzbetreiber jederzeit

1. die Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann und

2. die Ist-Einspeisung abrufen kann.

Die Pflicht nach Satz 1 gilt auch als erfüllt, wenn mehrere Anlagen, die gleichartige erneuerbare Energien einsetzen und über denselben Verknüpfungspunkt mit dem Netz verbunden sind, mit einer gemeinsamen technischen Einrichtung ausgestattet sind, mit der der Netzbetreiber jederzeit

1. die gesamte Einspeiseleistung bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren kann und

2. die gesamte Ist-Einspeisung der Anlagen abrufen kann.

https://www.gesetze-im-internet.de/kwkg_2016/__14.html

§ 9 (2) Betreiber von Solaranlagen

1. mit einer installierten Leistung von mehr als 30 Kilowatt und höchstens 100 Kilowatt müssen die Pflicht nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 oder Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 erfüllen,

2. mit einer installierten Leistung von höchstens 30 Kilowatt müssen

a) die Pflicht nach Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 oder Absatz 1 Satz 2 Nummer 1 erfüllen oder

b) am Verknüpfungspunkt ihrer Anlage mit dem Netz die maximale Wirkleistungseinspeisung auf 70 Prozent der installierten Leistung begrenzen.

„Thomas Blechschmidt: Achtung Hausbesitzer, diese Lösung ist standardmäßig am einfachsten. Bei Kauf eines so genannten Batteriespeichers sollte man sich bezüglich der technischen Verknüpfung detailliert beraten lassen, wie die Einbindung am sinnvollsten vorzunehmen ist. Beachten sie dabei auch die 70%-Regelung.“

§ 9 (3) Mehrere Solaranlagen gelten unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der installierten Leistung im Sinne der Absätze 1 und 2 als eine Anlage, wenn

1. sie sich auf demselben Grundstück oder Gebäude befinden und

2. sie innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen worden sind.

„Thomas Blechschmidt: Achtung Hausbesitzer: Klüger ist es, im Abstand von jeweils mehr als 12 Monaten eine eigene Anlage bis 9.999 Watt (≤10 KW) in Betrieb zu nehmen.

Querverweis auf Verordnung über Allgemeine Bedingungen für den Netzanschluss und dessen Nutzung für die Elektrizitätsversorgung in Niederspannung (Niederspannungsanschlussverordnung – NAV)“

§ 18 Haftung bei Störungen der Anschlussnutzung

§ 18 (1) Soweit der Netzbetreiber für Schäden, die ein Anschlussnutzer durch Unterbrechung oder durch Unregelmäßigkeiten in der Anschlussnutzung erleidet, aus Vertrag, Anschlussnutzungsverhältnis oder unerlaubter Handlung haftet und dabei Verschulden des Unternehmens oder eines Erfüllungs- oder Verrichtungsgehilfen vorausgesetzt wird, wird

1. hinsichtlich eines Vermögensschadens widerleglich vermutet, dass Vorsatz oder grobe Fahrlässigkeit vorliegt,

2. hinsichtlich der Beschädigung einer Sache widerleglich vermutet, dass Vorsatz oder Fahrlässigkeit vorliegt.
Bei Vermögensschäden nach Satz 1 Nr. 1 ist die Haftung für sonstige Fahrlässigkeit ausgeschlossen.

§ 18 (2) Bei weder vorsätzlich noch grob fahrlässig verursachten Sachschäden ist die Haftung des Netzbetreibers gegenüber seinen Anschlussnutzern auf jeweils 5.000 Euro begrenzt. Die Haftung für nicht vorsätzlich verursachte Sachschäden ist je Schadensereignis insgesamt begrenzt auf

1. 2,5 Millionen Euro bei bis zu 25.000 an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern;

2. 10 Millionen Euro bei 25.001 bis 100.000 an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern;

3. 20 Millionen Euro bei 100.001 bis 200.000 an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern;

4. 30 Millionen Euro bei 200.001 bis einer Million an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern;

5. 40 Millionen Euro bei mehr als einer Million an das eigene Netz angeschlossenen Anschlussnutzern. (ff)

https://www.gesetze-im-internet.de/nav/BJNR247710006.html

§ 11 Abnahme, Übertragung und Verteilung

§ 11 (1) Netzbetreiber müssen vorbehaltlich des § 14 den gesamten Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas, der in einer Veräußerungsform nach § 21b Absatz 1 veräußert wird, unverzüglich vorrangig physikalisch abnehmen, übertragen und verteilen. Macht der Anlagenbetreiber den Anspruch nach § 19 in Verbindung mit § 21 geltend, umfasst die Pflicht aus Satz 1 auch die kaufmännische Abnahme. Die Pflichten nach den Sätzen 1 und 2 sowie die Pflichten nach § 3 Absatz 1 des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes sind gleichrangig.

„Thomas Blechschmidt: Einspeisevorrang. Einer der am stärksten bekämpften Bestandteile des EEG.“

§ 16 Netzanschluss

§ 16 (1) Die notwendigen Kosten des Anschlusses von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Grubengas an den Verknüpfungspunkt nach § 8 Absatz 1 oder 2 sowie der notwendigen Messeinrichtungen zur Erfassung des gelieferten und des bezogenen Stroms trägt der Anlagenbetreiber.

§ 16 (2) Weist der Netzbetreiber den Anlagen nach § 8 Absatz 3 einen anderen Verknüpfungspunkt zu, muss er die daraus resultierenden Mehrkosten tragen.

§ 19 Zahlungsanspruch

§ 19 (1) Betreiber von Anlagen, in denen ausschließlich erneuerbare Energien oder Grubengas eingesetzt werden, haben für den in diesen Anlagen erzeugten Strom gegen den Netzbetreiber einen Anspruch auf

1. die Marktprämie nach § 20 oder

2. eine Einspeisevergütung nach § 21.

§ 19 (2) Der Anspruch nach Absatz 1 besteht nur, soweit der Anlagenbetreiber für den Strom kein vermiedenes Netzentgelt nach § 18 Absatz 1 Satz 1 der Stromnetzentgeltverordnung in Anspruch nimmt.

§ 19 (3) Der Anspruch nach Absatz 1 besteht auch, wenn der Strom vor der Einspeisung in ein Netz zwischengespeichert worden ist. In diesem Fall bezieht sich der Anspruch auf die Strommenge, die aus dem Stromspeicher in das Netz eingespeist wird. Die Höhe des Anspruchs pro eingespeister Kilowattstunde bestimmt sich nach der Höhe des Anspruchs, die bei einer Einspeisung ohne Zwischenspeicherung bestanden hätte. Der Anspruch nach Absatz 1 besteht auch bei einem gemischten Einsatz mit Speichergasen.

„Thomas Blechschmidt: Grammatik! Vielleicht wäre „je eingespeiste Kilowattstunde besser.“

§ 21b Zuordnung zu einer Veräußerungsform, Wechsel

§ 21b (1) Anlagenbetreiber müssen jede Anlage einer der folgenden Veräußerungsformen zuordnen:

1. der Marktprämie nach § 20,

2. der Einspeisevergütung nach § 21, auch in der Form der Ausfallvergütung, oder

3.der sonstigen Direktvermarktung nach § 21a.

Sie dürfen mit jeder Anlage nur zum ersten Kalendertag eines Monats zwischen den Veräußerungsformen wechseln.

§ 21 Einspeisevergütung

§ 21 (1) Der Anspruch auf die Zahlung der Einspeisevergütung nach § 19 Absatz 1 Nummer 2 besteht nur für Kalendermonate, in denen der Anlagenbetreiber den Strom in ein Netz einspeist und dem Netzbetreiber nach § 11 Absatz 1 zur Verfügung stellt, und zwar für

1. Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 100 Kilowatt, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt worden ist; in diesem Fall verringert sich der Anspruch nach Maßgabe des § 53 Satz 1, oder

2. Strom aus Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 Kilowatt für eine Dauer von bis zu drei aufeinanderfolgenden Kalendermonaten und insgesamt bis zu sechs Kalendermonaten pro Kalenderjahr (Ausfallvergütung); in diesem Fall verringert sich der Anspruch nach Maßgabe des § 53 Satz 2 und bei Überschreitung einer der Höchstdauern nach dem ersten Halbsatz nach Maßgabe des § 52 Absatz 2 Satz 1 Nummer 3.

§ 21 (2) Anlagenbetreiber, die die Einspeisevergütung in Anspruch nehmen,

1. müssen dem Netzbetreiber den gesamten in dieser Anlage erzeugten Strom zur Verfügung stellen, der

a) nicht in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbraucht wird und

b) durch ein Netz durchgeleitet wird, und

2. dürfen mit dieser Anlage nicht am Regelenergiemarkt teilnehmen.

§ 21a Sonstige Direktvermarktung

Das Recht der Anlagenbetreiber, den in ihren Anlagen erzeugten Strom ohne Inanspruchnahme der Zahlung nach § 19 Absatz 1 direkt zu vermarkten, (sonstige Direktvermarktung), bleibt unberührt.

§ 21b Zuordnung zu einer Veräußerungsform, Wechsel

§ 21b (2) Anlagenbetreiber dürfen den in ihren Anlagen erzeugten Strom prozentual auf verschiedene Veräußerungsformen nach Absatz 1 aufteilen; in diesem Fall müssen sie die Prozentsätze nachweislich jederzeit einhalten. Satz 1 ist nicht für die Ausfallvergütung anzuwenden.

§ 21b (3) Die Zuordnung einer Anlage oder eines prozentualen Anteils des erzeugten Stroms einer Anlage zur Veräußerungsform einer Direktvermarktung ist nur dann zulässig, wenn die gesamte Ist-Einspeisung der Anlage in viertelstündlicher Auflösung gemessen und bilanziert wird.

§ 21b (4) Unbeschadet von Absatz 1 können Anlagenbetreiber

1. jederzeit ihren Direktvermarktungsunternehmer wechseln oder

2. Strom vorbehaltlich des § 27a vollständig oder anteilig an Dritte weitergeben, sofern diese den Strom in unmittelbarer räumlicher Nähe zur Anlage verbrauchen und der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird.

§ 22 Wettbewerbliche Ermittlung der Marktprämie

§ 22 (1) Die Bundesnetzagentur ermittelt durch Ausschreibungen nach den §§ 28 bis 39j, auch in Verbindung mit den Rechtsverordnungen nach den §§ 88 bis 88d, und dem Windenergie-auf-See-Gesetz die Anspruchsberechtigten und den anzulegenden Wert für Strom aus Windenergieanlagen an Land, Solaranlagen, Biomasseanlagen und Windenergieanlagen auf See.

§ 22 (3) Bei Solaranlagen besteht der Anspruch nach § 19 Absatz 1 für den in der Anlage erzeugten Strom nur, solange und soweit eine von der Bundesnetzagentur ausgestellte Zahlungsberechtigung für die Anlage wirksam ist. Von diesem Erfordernis sind Solaranlagen mit einer installierten Leistung bis einschließlich 750 Kilowatt ausgenommen.

§ 22 (6) Für Windenergieanlagen an Land, Solaranlagen und Biomasseanlagen, deren Anspruch auf Zahlung nach § 19 Absatz 1 nicht nach den Absätzen 2 bis 5 von der erfolgreichen Teilnahme an einer Ausschreibung abhängig ist, werden Gebote im Zuschlagsverfahren nicht berücksichtigt. Für Anlagen nach Satz 1 und für Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Wasserkraft, Deponiegas, Klärgas, Grubengas oder Geothermie wird die Höhe des anzulegenden Werts durch die §§ 40 bis 49 gesetzlich bestimmt.

§ 23a Besondere Bestimmung zur Höhe der Marktprämie

Die Höhe des Anspruchs auf die Marktprämie nach § 19 Absatz 1 Nummer 1 wird kalendermonatlich berechnet. Die Berechnung erfolgt rückwirkend anhand der für den jeweiligen Kalendermonat berechneten Werte nach Anlage 1.

§ 23b Anteilige Zahlung

Besteht für Strom der Anspruch nach § 19 Absatz 1 in Abhängigkeit von der Bemessungsleistung oder der installierten Leistung, bestimmt sich dieser

1. für Solaranlagen oder Windenergieanlagen jeweils anteilig nach der installierten Leistung der Anlage im Verhältnis zu dem jeweils anzuwendenden Schwellenwert und

2. in allen anderen Fällen jeweils anteilig nach der Bemessungsleistung der Anlage.

§ 24 Zahlungsansprüche für Strom aus mehreren Anlagen

§ 24 (1) Mehrere Anlagen sind unabhängig von den Eigentumsverhältnissen zum Zweck der Ermittlung des Anspruchs nach § 19 Absatz 1 und zur Bestimmung der Größe der Anlage nach § 21 oder § 22 für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator als eine Anlage anzusehen, wenn

1. sie sich auf demselben Grundstück, demselben Gebäude, demselben Betriebsgelände oder sonst in unmittelbarer räumlicher Nähe befinden,

2. sie Strom aus gleichartigen erneuerbaren Energien erzeugen,

3. für den in ihnen erzeugten Strom der Anspruch nach § 19 Absatz 1 in Abhängigkeit von der Bemessungsleistung oder der installierten Leistung besteht und

4. sie innerhalb von zwölf aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in Betrieb genommen worden sind.

„Thomas Blechschmidt: Achtung Hausbesitzer: Klüger ist es, im Abstand von jeweils mehr als 12 Monaten eine eigene Anlage bis 9.999 Watt (≤10 KW) in Betrieb zu nehmen.“

Abweichend von Satz 1 sind mehrere Anlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung des Anspruchs nach § 19 Absatz 1 und zur Bestimmung der Größe der Anlage nach § 21 oder § 22 für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator als eine Anlage anzusehen, wenn sie Strom aus Biogas mit Ausnahme von Biomethan erzeugen und das Biogas aus derselben Biogaserzeugungsanlage stammt. Abweichend von Satz 1 werden Freiflächenanlagen nicht mit Solaranlagen auf, in oder an Gebäuden und Lärmschutzwänden zusammengefasst.

§ 24 (2) Unbeschadet von Absatz 1 Satz 1 stehen mehrere Freiflächenanlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen und ausschließlich zum Zweck der Ermittlung der Anlagengröße nach § 38a Absatz 1 Nummer 5 für den jeweils zuletzt in Betrieb gesetzten Generator einer Anlage gleich, wenn sie

1. innerhalb derselben Gemeinde, die für den Erlass eines Bebauungsplans zuständig ist oder gewesen wäre, errichtet worden sind und

2. innerhalb von 24 aufeinanderfolgenden Kalendermonaten in einem Abstand von bis zu 2 Kilometern Luftlinie, gemessen vom äußeren Rand der jeweiligen Anlage, in Betrieb genommen worden sind.

§ 25 Beginn, Dauer und Beendigung des Anspruchs

Marktprämien oder Einspeisevergütungen sind jeweils für die Dauer von 20 Jahren zu zahlen. Bei Anlagen, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt wird, verlängert sich dieser Zeitraum bis zum 31. Dezember des zwanzigsten Jahres der Zahlung. Beginn der Frist nach Satz 1 ist, soweit sich aus den Bestimmungen dieses Gesetzes nichts anderes ergibt, der Zeitpunkt der Inbetriebnahme der Anlage.

§ 28 Ausschreibungsvolumen

§ 28 (2) Bei Solaranlagen ist das Ausschreibungsvolumen zu den jährlichen Gebotsterminen am 1. Februar, 1. Juni und 1. Oktober jeweils 200 Megawatt zu installierender Leistung.

(2a) Das Ausschreibungsvolumen nach Absatz 2 verringert sich zum Gebotstermin 1. Juni 2017 um die Summe der installierten Leistung der in einer Ausschreibung nach der

Grenzüberschreitende-Erneuerbare-Energien-Verordnung

im Jahr 2016 bezuschlagten Gebote für im Bundesgebiet geplante Freiflächenanlagen. Das Ausschreibungsvolumen nach Absatz 2 verringert sich ab dem Jahr 2018 jeweils um die Summe der installierten Leistung

1. der Solaranlagen, die bei einer Ausschreibung nach § 5 Absatz 2 Satz 2 oder einer grenzüberschreitenden Ausschreibung eines anderen Mitgliedstaates der Europäischen Union in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr im Bundesgebiet bezuschlagt worden sind,

2. der Solaranlagen, die bei einer Ausschreibung aufgrund einer Rechtsverordnung nach § 88c in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr bezuschlagt worden sind, und

3. der Freiflächenanlagen, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt worden ist und die in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr an das Register als in Betrieb genommen gemeldet worden sind.

Das Ausschreibungsvolumen nach Absatz 1 erhöht sich ab dem Jahr 2018 jeweils um das Ausschreibungsvolumen für Solaranlagen, für das in dem jeweils vorangegangenen Kalenderjahr keine Zuschläge erteilt werden konnten oder für die keine Zweitsicherheiten hinterlegt worden sind.

Die Bundesnetzagentur stellt bis zum 28. Februar 2018 und dann jährlich die Differenz der installierten Leistung nach den Sätzen 2 und 3 für das jeweils vorangegangene Kalenderjahr fest und verteilt diese Menge, um die sich das Ausschreibungsvolumen erhöht oder verringert, gleichmäßig auf die nächsten drei noch nicht bekannt gemachten Ausschreibungen.

§ 29 Bekanntmachung

§ 29 (1) Die Bundesnetzagentur macht die Ausschreibungen frühestens acht Wochen und spätestens fünf Wochen vor dem jeweiligen Gebotstermin für den jeweiligen Energieträger auf ihrer Internetseite bekannt. Die Bekanntmachungen müssen mindestens folgende Angaben enthalten:

1. den Gebotstermin,

2. das Ausschreibungsvolumen,

3. den Höchstwert,

4. die Angabe, ob Landesregierungen Rechtsverordnungen aufgrund von § 37c Absatz 2 erlassen haben und auf welchen Flächen nach diesen Rechtsverordnungen Gebote für Solaranlagen bezuschlagt werden können,

5. die Formatvorgaben, die nach § 30a Absatz 1 von der Bundesnetzagentur für die Gebotsabgabe vorgegeben sind, und

6. die Festlegungen der Bundesnetzagentur nach § 85 Absatz 2 und § 85a, soweit sie die Gebotsabgabe oder das Zuschlagsverfahren betreffen.

§ 29 (2) Die Bekanntmachungen nach Absatz 1 erfolgen ausschließlich im öffentlichen Interesse.

§ 30 Anforderungen an Gebote
(1) Die Gebote müssen jeweils die folgenden Angaben enthalten:

1. Name, Anschrift, Telefonnummer und E-Mail-Adresse des Bieters; sofern der Bieter eine rechtsfähige Personengesellschaft oder juristische Person ist, sind auch anzugeben:

a) ihr Sitz,

b) der Name einer natürlichen Person, die zur Kommunikation mit der Bundesnetzagentur und zur Vertretung der juristischen Person für alle Handlungen nach diesem Gesetz bevollmächtigt ist (Bevollmächtigter), und

c) wenn mindestens 25 Prozent der Stimmrechte oder des Kapitals bei anderen rechtsfähigen Personengesellschaften oder juristischen Personen liegen, deren Name und Sitz,

2. den Energieträger, für den das Gebot abgegeben wird,

3. den Gebotstermin der Ausschreibung, für die das Gebot abgegeben wird,

4. die Gebotsmenge in Kilowatt ohne Nachkommastellen,

5. den Gebotswert in Cent pro Kilowattstunde mit zwei Nachkommastellen, wobei sich das Gebot bei Windenergieanlagen an Land auf den Referenzstandort nach Anlage 2 Nummer 4 beziehen muss,

6. die Standorte der Anlagen, auf die sich das Gebot bezieht, mit Bundesland, Landkreis, Gemeinde, Gemarkung und Flurstücken; im Fall von Solaranlagen auf, an oder in Gebäuden muss, sofern vorhanden, auch die postalische Adresse des Gebäudes angegeben werden, und

7. den Übertragungsnetzbetreiber.

(2) Ein Gebot muss eine Gebotsmenge von mindestens 750 Kilowatt umfassen. Abweichend von Satz 1 muss ein Gebot bei Biomasseanlagen eine Gebotsmenge von mindestens 150 Kilowatt umfassen; bei Geboten für bestehende Biomasseanlagen nach § 39f besteht keine Mindestgröße für die Gebotsmenge.

„Thomas Blechschmidt: Bei der Angabe einer Leistung von einer Menge zu sprechen, ist in etwa so, als würde man eine Höchstgeschwindigkeit für Stau vorschreiben…“

(3) Bieter dürfen in einer Ausschreibung mehrere Gebote für unterschiedliche Anlagen abgeben. In diesem Fall müssen sie ihre Gebote nummerieren und eindeutig kennzeichnen, welche Nachweise zu welchem Gebot gehören.

„Thomas Blechschmidt: Für weiteres empfiehlt sich, das Gesetz selbst zu lesen oder einen Energiemanager zu konsultieren. Etwas mehr Aufmerksamkeit verdienen die gesetzlich geforderten Sicherheitsleistungen in Form von Kapital oder Bürgschaften. Deren Höhe oder Berechnung für PV siehe § 37a.

Ich bin nahezu versucht zu wetten, dass diese besondere Herausforderung vor allem Bürgerenergiegesellschaften und breit gestreute Genossenschaften massiv an der Umsetzung von Projekten mit dezentraler, quasi direktdemokratischer Beteiligung abschreckt und zentralisierte Großstrukturen bevorzugt.“

§ 37 Gebote für Solaranlagen

§ 37 (1) Gebote für Solaranlagen müssen in Ergänzung zu § 30 die Angabe enthalten, ob die Anlagen errichtet werden sollen

1. auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand,

2. auf einer sonstigen baulichen Anlage, die zu einem anderen Zweck als der Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie errichtet worden ist, oder

3. auf einer Fläche, (sehr detailliert, siehe Gesetzestext)

https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/BJNR106610014.html

§ 37 (2) Den Geboten für Freiflächenanlagen muss in Ergänzung zu § 30 eine Erklärung des Bieters beigefügt werden, dass er Eigentümer der Fläche ist, auf der die Solaranlagen errichtet werden sollen, oder das Gebot mit Zustimmung des Eigentümers dieser Fläche abgibt. Den Geboten für Freiflächenanlagen müssen und den Geboten für die Solaranlagen nach Absatz 1 Nummer 2 können zusätzlich die folgenden Nachweise beigefügt werden: (sehr detailliert, siehe Gesetzestext)

https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/BJNR106610014.html

§ 37 (3) In Ergänzung zu den Anforderungen nach § 30 darf die Gebotsmenge bei Geboten für Freiflächenanlagen pro Gebot eine zu installierende Leistung von 10 Megawatt nicht überschreiten.

§ 37a Sicherheiten für Solaranlagen
Die Höhe der Sicherheit nach § 31 für Solaranlagen bestimmt sich aus der Gebotsmenge multipliziert mit 50 Euro pro Kilowatt zu installierender Leistung. Diese Sicherheit unterteilt sich in

1. eine Erstsicherheit in Höhe von 5 Euro pro Kilowatt zu installierender Leistung, die bei Gebotsabgabe zu entrichten ist, und

2. eine Zweitsicherheit in Höhe von 45 Euro pro Kilowatt zu installierender Leistung, die im Fall eines Zuschlags spätestens am zehnten Werktag nach der öffentlichen Bekanntgabe des Zuschlags (materielle Ausschlussfrist) zusätzlich zur Erstsicherheit zu entrichten ist; diese Zweitsicherheit verringert sich auf 20 Euro pro Kilowatt zu installierender Leistung, wenn das Gebot einen Nachweis nach § 37 Absatz 2 Satz 2 Nummer 1 Buchstabe c oder Buchstabe d enthält.

„Thomas Blechschmidt: Es geht und das Vorliegen geeigneter Bebauungspläne. In der Gesamtschau samt der Leistungsbegrenzung auf 10 MW mutiert das Gesetz von einer Verordnung zur Regelung zur einer Verfügung entgegen den in § 1 genannten Zielen und Zwecken mit der Wirkung der Verhinderung. Faktisch, ohne Emotionen und alles andere als populistisch. Nüchtern betrachtet benötigen wir einen Zubau auf 1.500 GW PV bis 2050 plus Bestandserhaltung, um zukunftssicher zu werden. Wir bewegen uns aber im politisch anvisierten Rahmen von weniger als 100 GW.“

§ 37b Höchstwert für Solaranlagen

§ 37b (1) Der Höchstwert für Strom aus Solaranlagen beträgt 8,91 Cent pro Kilowattstunde.

§ 37b (2) Der Höchstwert verringert oder erhöht sich ab dem 1. Februar 2017 monatlich entsprechend § 49 Absatz 1 bis 4.

§ 48 Solare Strahlungsenergie

§ 48 (1) Für Strom aus Solaranlagen, deren anzulegender Wert gesetzlich bestimmt wird, beträgt dieser vorbehaltlich der Absätze 2 und 3 8,91 Cent pro Kilowattstunde, wenn die Anlage

1. auf, an oder in einem Gebäude oder einer sonstigen baulichen Anlage angebracht ist und das Gebäude oder die sonstige bauliche Anlage vorrangig zu anderen Zwecken als der Erzeugung von Strom aus solarer Strahlungsenergie errichtet worden ist,

2. auf einer Fläche errichtet worden ist, für die ein Verfahren nach § 38 Satz 1 des Baugesetzbuchs durchgeführt worden ist, oder

3. im Bereich eines beschlossenen Bebauungsplans im Sinn des § 30 des Baugesetzbuchs errichtet worden ist und (Beachte auch Teilsätze a, b, c, aa, bb, cc)

https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/BJNR106610014.html

§ 48 (2) Für Strom aus Solaranlagen, die ausschließlich auf, an oder in einem Gebäude oder einer Lärmschutzwand angebracht sind, beträgt der anzulegende Wert

1. bis einschließlich einer installierten Leistung von 10 Kilowatt 12,70 Cent pro Kilowattstunde,

2. bis einschließlich einer installierten Leistung von 40 Kilowatt 12,36 Cent pro Kilowattstunde und

3. bis einschließlich einer installierten Leistung von 750 Kilowatt 11,09 Cent pro Kilowattstunde.

§ 49 Absenkung der anzulegenden Werte für Strom aus solarer Strahlungsenergie

§ 49 (1) Die anzulegenden Werte nach § 48 verringern sich ab dem 1. Februar 2017 monatlich zum ersten Kalendertag eines Monats um 0,5 Prozent gegenüber den in dem jeweils vorangegangenen Kalendermonat geltenden anzulegenden Werten. Die monatliche Absenkung nach Satz 1 wird jeweils zum 1. Februar, 1. Mai, 1. August und 1. November eines Jahres nach Maßgabe der Absätze 2 und 3 aufgrund des Brutto-Zubaus angepasst, wobei der im sechsmonatigen Bezugszeitraum nach Absatz 4 registrierte Brutto-Zubau auf ein Jahr hochzurechnen ist (annualisierte Brutto-Zubau).

§ 49 (2) Die monatliche Absenkung der anzulegenden Werte nach Absatz 1 Satz 2 erhöht sich, wenn der annualisierte Brutto-Zubau von Solaranlagen den Wert von 2 500 Megawatt

§ 49 (3) Die monatliche Absenkung der anzulegenden Werte nach Absatz 1 Satz 2 verringert sich, wenn der annualisierte Brutto-Zubau von Solaranlagen den Wert von 2 500 Megawatt.

„Thomas Blechschmidt: Beachten Sie auch die Details. Die vorgegebenen Maximalwerte werden mit dieser Politik nie erreicht. Wetten Dass?“

https://www.gesetze-im-internet.de/eeg_2014/BJNR106610014.html

„Thomas Blechschmidt: Vgl. dazu insbesondere auch den“

§ 55, Pönalen.

§ 55 (3) Bei Geboten für Solaranlagen müssen Bieter an den regelverantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber eine Pönale leisten,

1. wenn ein Zuschlag für eine Solaranlage nach § 37d Absatz 2 Nummer 1 erlischt, weil die Zweitsicherheit nicht rechtzeitig und vollständig geleistet worden ist, oder

2. soweit mehr als 5 Prozent der Gebotsmenge eines bezuschlagten Gebots für eine Solaranlage nach § 35a entwertet werden.

Die Höhe der Pönale nach Satz 1 Nummer 1 entspricht der nach § 37a Satz 2 Nummer 1 für das Gebot zu leistenden Erstsicherheit. Die Höhe der Pönale nach Satz 1 Nummer 2 berechnet sich aus der entwerteten Gebotsmenge multipliziert mit 50 Euro pro Kilowatt. Die Pönale verringert sich für Bieter, deren Zweitsicherheit nach § 37a Satz 2 Nummer 2 zweiter Halbsatz verringert ist, auf 25 Euro pro Kilowatt.

„Thomas Blechschmidt: Es ist nicht das Gesetz an sich, schon gar nicht dessen zweifelsfrei demokratische Form, sondern dessen inhaltliche Ausgestaltung. Der Effekt besteht darin, dass faktisch nur noch ausschließlich extrem finanzstarke Akteure mit den passenden politischen Verbindungen überhaupt eine Chance haben, sich an der Energiewende zu beteiligen. Wobei gleichzeitig durch die gesetzlich garantierten Vergütungen das Ertragsrisiko im Prinzip bei nahe Null liegt. Nebenbei wird eine umfassende und vollkommen unproduktive Bürokratie geschaffen. Die dadurch entstehenden Kosten werden nahezu vollständig auf private Endverbraucher und kleine bis mittlere Unternehmen abgewälzt. Wobei parallel ein Zusammenschluss von vielen privaten, egal in welcher Form, diese in eine Konkurrenzsituation zu den Kapitalinvestoren bringt, in der die privaten den institutionellen Investoren keinesfalls das Wasser reichen können. Mieter, mithin die Mehrheit der Bevölkerung, sowie Eigennutzer von Eigentumswohnungen haben dabei die allerschlechtesten Karten.
Mit Marktwirtschaft hat das alles rein gar nichts mehr zu tun. Wehren können sich Bürger nur begrenzt, indem sie in kleine PV-Anlagen plus Batteriespeicher investieren. Wollen sie sich das gefallen lassen? Nicht wirklich, oder? Oder wollen Sie wenn möglich etwas entgegensetzen? Lassen Sie sich beraten!“

§ 61 EEG-Umlage für Letztverbraucher und Eigenversorger

§ 61 (1) Die Netzbetreiber sind berechtigt und verpflichtet, die EEG-Umlage von Letztverbrauchern zu verlangen für

1. die Eigenversorgung und

2. sonstigen Verbrauch von Strom, der nicht von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen geliefert wird.

§ 61 (2) Der Anspruch nach Absatz 1 entfällt oder verringert sich nach den §§ 61a bis 61e und § 61k. Die §§ 61g und 63 sowie § 8d des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes bleiben unberührt.

§ 61 (3) Die Bestimmungen dieses Gesetzes für Elektrizitätsversorgungsunternehmen sind auf Letztverbraucher, die nach dieser Bestimmung zur Zahlung der vollen oder anteiligen EEG-Umlage verpflichtet sind, entsprechend anzuwenden.

§ 61a Entfallen der EEG-Umlage

Der Anspruch nach § 61 Absatz 1 entfällt bei Eigenversorgungen,

1. soweit der Strom in der Stromerzeugungsanlage oder in deren Neben- und Hilfsanlagen zur Erzeugung von Strom im technischen Sinn verbraucht wird (Kraftwerkseigenverbrauch),

„Thomas Blechschmidt: Wie wollte man auch den Strom messen, den eine PV Anlage samt Wechselrichter im Betrieb hinter dem Zähler braucht? Der technische Aufwand ist nicht vertretbar.“

2. wenn die Stromerzeugungsanlage des Eigenversorgers weder unmittelbar noch mittelbar an ein Netz angeschlossen ist,

„Thomas Blechschmidt: Wem fällt jetzt spontan ein normaler, durchschnittlicher Stromverbraucher (in der BRD) ein, der nicht an ein Netz angeschlossen ist? Leben denn so viele auf einer Almhütte?“

3. wenn sich der Eigenversorger selbst vollständig mit Strom aus erneuerbaren Energien versorgt und für den Strom aus seiner Anlage, den er nicht selbst verbraucht, keine Zahlung nach Teil 3 in Anspruch nimmt oder

„Thomas Blechschmidt: Also faktisch niemand, denn das muss für sämtliche Handelsintervalle für Strom gelten. Die werden durch die 15-minütige Handelsfrequenz an den Strombörsen bestimmt. Ein Jahr hat 8760 Stunden, jede Stunde hat 4 Viertelstunden, also 4 x 15 Minuten, was 35040 Intervalle ergibt, für die der Eigenversorger – für jedes einzelne – nachweisen können muss, dass er zu keiner Zeit Strom aus dem Netz bezogen hat. Womit klar, glasklar sein dürfte, dass das für nahezu niemanden zutrifft. Selbst mit einem „Batteriespeicher“ im Keller wäre das nur theoretisch möglich, da der bei einem ganz normalen Haushalt in etwa eine Kapazität von wenigstens 30% des Jahresverbrauchs haben müßte. Bei zum Beispiel 5.000 kWh Jahresstromverbrauch wären das 1.500 kWh Kapazität des Speichers. Bei aktuellen Verkaufspreisen um 1.500 Euro pro kWh, naja, so ca. 2,250 Millionen Euro für ein Einfamilienhaus.

Das wird etwas anspruchsvoll. Es gibt aber Möglichkeiten. Lassen Sie sich beraten.“

4. wenn Strom aus Stromerzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 10 Kilowatt erzeugt wird, für höchstens 10 Megawattstunden selbst verbrauchten Stroms pro Kalenderjahr; dies gilt ab der Inbetriebnahme der Stromerzeugungsanlage für die Dauer von 20 Kalenderjahren zuzüglich des Inbetriebnahmejahres; § 24 Absatz 1 Satz 1 ist entsprechend anzuwenden.

„Thomas Blechschmidt: Das klingt erst mal sehr schön. 10 kW Leistung und 10 MWh pro Jahr, was 10.000 kWh sind. Um die zu erzeugen, braucht man eine PV-Anlage zwischen 9 KW und 12 KW Leistung, oder auch etwas mehr, je nach Wohnort und Ausrichtung des Hauses. Ab hier ist eine Beratung besser als jedes Internetforum.“

§ 61c Verringerung der EEG-Umlage bei Bestandsanlagen

§ 61c (1) Der Anspruch nach § 61 Absatz 1 verringert sich auf null Prozent der EEG-Umlage für Strom aus Bestandsanlagen,

1. wenn der Letztverbraucher die Stromerzeugungsanlage als Eigenerzeuger betreibt,

2. soweit der Letztverbraucher den Strom selbst verbraucht und

3. soweit der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird, es sei denn, der Strom wird im räumlichen Zusammenhang zu der Stromerzeugungsanlage verbraucht.

§ 61c (2) Bestandsanlagen im Sinn dieses Abschnitts sind Stromerzeugungsanlagen,

1. die

a) der Letztverbraucher vor dem 1. August 2014 als Eigenerzeuger unter Einhaltung der Voraussetzungen des Absatzes 1 betrieben hat,

b) vor dem 23. Januar 2014 nach dem Bundes-Immissionsschutzgesetz genehmigt oder nach einer anderen Bestimmung des Bundesrechts zugelassen worden sind, nach dem 1. August 2014 erstmals Strom erzeugt haben und vor dem 1. Januar 2015 unter Einhaltung der Anforderungen des Absatzes 1 genutzt worden sind oder

c) vor dem 1. Januar 2018 eine Stromerzeugungsanlage nach Buchstabe a oder Buchstabe b an demselben Standort erneuert, erweitert oder ersetzt haben, es sei denn, die installierte Leistung ist durch die Erneuerung, Erweiterung oder Ersetzung um mehr als 30 Prozent erhöht worden, und

2. die nicht nach dem 31. Dezember 2017 erneuert, erweitert oder ersetzt worden sind.

§ 61d Verringerung der EEG-Umlage bei älteren Bestandsanlagen

§ 61d (1) Der Anspruch nach § 61 Absatz 1 verringert sich bei älteren Bestandsanlagen unbeschadet des § 61c auch dann auf null Prozent der EEG-Umlage,

1. wenn der Letztverbraucher die Stromerzeugungsanlage als Eigenerzeuger betreibt und

2. soweit der Letztverbraucher den Strom selbst verbraucht.

§ 61d (2) Ältere Bestandsanlagen im Sinn dieses Abschnitts sind Stromerzeugungsanlagen, die

1. der Letztverbraucher vor dem 1. September 2011 als Eigenerzeuger unter Einhaltung der Anforderungen des Absatzes 1 betrieben hat und

2. nicht nach dem 31. Juli 2014 erneuert, erweitert oder ersetzt worden sind.

§ 61d (3) Ältere Bestandsanlagen im Sinn dieses Abschnitts sind ferner Stromerzeugungsanlagen, die nach dem 31. Juli 2014, aber vor dem 1. Januar 2018 eine Stromerzeugungsanlage, die der Letztverbraucher vor dem 1. September 2011 als Eigenerzeuger unter Einhaltung der Anforderungen des Absatzes 1 betrieben hat, an demselben Standort erneuert, erweitert oder ersetzt haben, es sei denn, die installierte Leistung ist durch die Erneuerung, Erweiterung oder Ersetzung um mehr als 30 Prozent erhöht worden.

§ 61d (4) Bei älteren Bestandsanlagen nach Absatz 3 ist Absatz 1 nur anzuwenden,

1. soweit der Strom nicht durch ein Netz durchgeleitet wird,

2. soweit der Strom im räumlichen Zusammenhang zu der Stromerzeugungsanlage verbraucht wird oder

3. wenn die gesamte Stromerzeugungsanlage schon vor dem 1. Januar 2011 im Eigentum des Letztverbrauchers stand, der die Verringerung nach Absatz 1 in Anspruch nimmt, und auf dem Betriebsgrundstück des Letztverbrauchers errichtet wurde.

„Thomas Blechschmidt: Bei Bestandsanlagen bleibt im Wesentlichen alles gleich. Bestehende Anlagen dürfen ggf. moderat (30%) erweitert werden. Beratung ist jedoch unerlässlich.“

§ 61e Verringerung der EEG-Umlage bei Ersetzung von Bestandsanlagen

§ 61f Rechtsnachfolge bei Bestandsanlagen

§ 61g Entfallen und Verringerung der EEG-Umlage bei Verstoß gegen Mitteilungspflichten

„Thomas Blechschmidt: Überschrift des § 61g ist stringent falsch gegenüber dem Inhalt formuliert. Nicht die EEG-Umlage verringert sich, sondern der Anspruch auf die Verringerung der Umlage erhöht sich. (!)“

§ 61h Messung und Berechnung bei Eigenversorgung und sonstigem Letztverbrauch

§ 61h (1) Strom, für den die Netzbetreiber nach § 61 die Zahlung der vollen oder anteiligen EEG-Umlage verlangen können, muss von dem Letztverbraucher durch mess- und eichrechtskonforme Messeinrichtungen erfasst werden.

§ 61h (2) Bei der Berechnung der selbst erzeugten und verbrauchten Strommengen darf unabhängig davon, ob hierfür nach den vorstehenden Bestimmungen die volle, eine anteilige oder keine EEG-Umlage zu zahlen ist, Strom nur bis zu der Höhe des aggregierten Eigenverbrauchs, bezogen auf jedes 15-Minuten-Intervall (Zeitgleichheit), berücksichtigt werden. Eine Messung der Ist-Einspeisung ist nur erforderlich, wenn nicht schon technisch sichergestellt ist, dass Erzeugung und Verbrauch des Stroms zeitgleich erfolgen. Sonstige Bestimmungen, die eine Messung der Ist-Einspeisung verlangen, bleiben unberührt.

„Thomas Blechschmidt: Verstanden? Nein? Macht nichts. Es bedeutet einfach nur: Wenn sie für selbst erzeugten Strom bezahlen müssen, dann müssen sie auch nachweisen, wie viel Strom sie selbst erzeugt und zeitgleich verbraucht haben. Das ist zwar fair, aber ob es nicht einfach klüger, wirtschaftlicher und volkswirtschaftlich intelligenter wäre, den gesamten Aufwand dazu bleiben zu lassen, danach hat niemand gefragt.“

§ 61i Erhebung der EEG-Umlage bei Eigenversorgung und sonstigem Letztverbrauch

§ 61i (3) Auf die Zahlung der EEG-Umlage kann der berechtigte Netzbetreiber monatlich zum 15. Kalendertag für den jeweils vorangegangenen Kalendermonat Abschläge in angemessenem Umfang verlangen. Die Erhebung von Abschlägen nach Satz 1 ist insbesondere nicht angemessen

1. bei Solaranlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 30 Kilowatt und

2. bei anderen Stromerzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 10 Kilowatt.
Bei der Ermittlung der installierten Leistung von Stromerzeugungsanlagen nach Satz 2 ist § 24 Absatz 1 Satz 1 entsprechend anzuwenden.

§ 61i (4) § 60 Absatz 2 Satz 1 und Absatz 3 ist entsprechend anzuwenden.

§ 61i (5) Abweichend von § 27 Absatz 1 können Netzbetreiber Ansprüche auf Zahlung der EEG-Umlage nach § 61 Absatz 1 gegen Letztverbraucher, die zugleich Anlagenbetreiber sind, mit Ansprüchen dieses Anlagenbetreibers auf Zahlung nach Teil 3 aufrechnen.

„Thomas Blechschmidt: Bedeutet, der größte regionale Stromversorger (ist immer der Netzbetreiber) darf die EEG-Umlage für den Eigenverbrauch mit der Einspeisevergütung aus der EEG-Umlage verrechnen.“

§ 61k Ausnahmen von der Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage

(1) Für Strom, der in einer Saldierungsperiode (=Kalenderjahr) zum Zweck der Zwischenspeicherung in einem elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Stromspeicher verbraucht wird, verringert sich der Anspruch auf Zahlung der EEG-Umlage in dieser Saldierungsperiode in der Höhe und in dem Umfang, in der die EEG-Umlage für Strom, der mit dem Stromspeicher erzeugt wird, gezahlt wird, höchstens aber auf null.

„Thomas Blechschmidt: Wer hat das verstanden? Strom der zum Zweck der Zwischenspeicherung tatsächlich verbraucht wird, ist im Grunde nur Speicherverlust. Das kommt weiter unten noch einmal. Ein Beispiel: Die PV-Anlage erzeugt pro Jahr 10.000 kWh, davon werden 50% zeitgleich im Haus verbraucht (keine Speicherung), 40% werden zeitglich eingespeist (keine Speicherung) und die restlichen 10% werden über den Speicher bewegt. Werden daher den Eigenverbauch erhöhen. Achtung: Das sind immerhin 1.000 kWh, also jeden Tag rechnerisch durchschnittlich 2,7 kWh. Um so einen Durchschnitt zu erreichen, muss der Speicher schon eine übliche Größe von 6 kWh haben. Nur dann kann er die Tage ohne Erzeugung durch die PV ausgleichen. Dann kann es nur um eine anteilige EEG-Umlage für die Energie gehen, die vorübergehend umgewandelt später wieder in Strom zurückverwandelt wird und selbstverbraucht wird, hier also um die 1.000 kWh. Fall sich mich irre, freue ich mich auf Aufklärung.“

Für die Ermittlung der Verringerung nach Satz 1 wird vermutet, dass für Strom, der mit dem Stromspeicher erzeugt wird, die volle EEG-Umlage gezahlt worden ist, soweit der Strom in ein Netz eingespeist und in einen Bilanzkreis eingestellt wurde.

„Thomas Blechschmidt: „Was wohl heißen muss, dass der Strom aus der PV erst mal über den Wechselrichter, wobei ein wenig Verlust entsteht, ca. 3%, und den PV-Bezugs-Zähler laufen soll, daraus die EEG-Vergütung berechnet wird, dann der Strom, soweit er nicht ins Netz geht, über einen Gleichrichter, wobei ein wenig Verlust entsteht, ca. 3%, in die Batterie geschoben wird, wobei ein wenig bei der Umwandlung in elektrochemische Energie verloren geht, ca. 5%, und diese elektrochemische Energie dann, zeitversetzt, wieder zu Strom wird, wobei ein wenig Verlust entsteht, ca. 5%, und über einen weiteren Wechselrichter (zwei Wechselrichter = zwei Mal kaufen), wobei, wie auch sonst, wieder ein wenig Verlust entsteht, ca. 3%, um dann für die ursprüngliche Teilmenge, für die ja bei dieser technischen Anordnung auf Basis der Messwerte des PV-Bezugszählers EEG-Umlage vergütet wurde, eine anteilige EEG-Umlage in Rechnung gestellt zu bekommen, von der der Eigenverbrauch des Speichers, des Gleichrichters und des zweiten Wechselrichters plus ganz normaler Speicherverluste über die Zeit (ca. 5%) freundlicherweise abgezogen wird. Wobei unklar bleibt, wie dieser Eigenverbrauch des Speichers festgestellt werden soll. Mutmaßlich durch Saldierung der Werte des PV-Bezugszählers mit denen des Verbrauchszählers am Hausanschluss unter Berücksichtigung des Einspeisezählers.“

Für Strom, der zum Zweck der Zwischenspeicherung in einem elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Stromspeicher verbraucht wird, entfällt die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage, soweit die in dem Stromspeicher gespeicherte Energie nicht wieder entnommen wird (Speicherverlust).

„Thomas Blechschmidt: Warum ist das so klar und einfach ausgedrückt? Was hat der Fachausschuss des Bundestags denn hierbei übersehen?“

Werden in dem Stromspeicher Strommengen, für die unterschiedliche hohe Ansprüche auf Zahlung der EEG-Umlage bestehen, verbraucht, entfällt die Pflicht zur Zahlung der EEG-Umlage für den Speicherverlust nach Satz 3 in dem Verhältnis des Verbrauchs der unterschiedlichen Strommengen zueinander.

„Thomas Blechschmidt: Wäre das der Fall, wenn zum Beispiel der Speicher nachts mit Niedertarifstrom beladen wird?“

(1a) Saldierungsperiode im Sinn des Absatzes 1 ist das Kalenderjahr. Abweichend von Satz 1 ist Saldierungsperiode der Kalendermonat, wenn der mit dem Stromspeicher in einem Kalenderjahr erzeugte Strom nicht ausschließlich in ein Netz eingespeist wird oder ausschließlich vom Betreiber selbst verbraucht wird. In den Fällen des Satzes 2 ist die Verringerung der EEG-Umlage auf höchstens 500 im Stromspeicher verbrauchte Kilowattstunden je Kilowattstunde installierter Speicherkapazität pro Kalenderjahr begrenzt.

„Thomas Blechschmidt: Alles höchst kunstfertig ausgetüftelt, vollkommen unverständlich formuliert und einen bürokratischen, investiven sowie messtechnischen Aufwand erfordernd, der sich mit rationalem Verstand und volkswirtschaftlicher Nützlichkeit nicht vereinbaren lässt. Vor allem konterkarieren solche juristischen Gespinste die angeblichen Ziele der angeblichen Energiewende, hindern vor allem private Investoren und KMU, die zur Umgehung dieses Aufwands auf Bagatellanlagen bis höchstens 10 KW sehr wirksam beschränkt werden. Diese Regelung hat nur eine Wirkung: Nicht Be- sondern Verhinderung der Beteiligung von kleinen, privaten und dezentralen Erzeugern und dadurch die Schaffung eines neuen Schutzgebiets und Weidegrunds für große Investoren. Was die folgenden Absätze des Paragraphen verdeutlichen:“

(1b) Der Anspruch auf Zahlung der EEG-Umlage verringert sich nach Absatz 1 nur, wenn derjenige, der die EEG-Umlage für den in dem Stromspeicher verbrauchten Strom zahlen muss,

1. sicherstellt, dass die Voraussetzungen des Absatzes 1 jederzeit durch geeichte Messeinrichtungen und eine nachvollziehbare, die Saldierungsperioden des Absatzes 1a berücksichtigende Abrechnung eingehalten werden; hierzu ist insbesondere erforderlich, dass

„Thomas Blechschmidt: A Konto Betreiber.“

a) sämtliche Strommengen durch geeichte Messeinrichtungen und erforderlichenfalls intelligente Messsysteme im Sinn des § 2 Nummer 7 des Messstellenbetriebsgesetzes gesondert erfasst mitgeteilt werden; insbesondere sind Strommengen, für die unterschiedlich hohe Ansprüche auf Zahlung der EEG-Umlage bestehen, gesondert zu erfassen,

„Thomas Blechschmidt: Hier wird versucht mit Bausch und Bogen umfassend einzufangen, wovon die Verfasser des Gesetzes keinen Schimmer haben, was das eigentlich an Aufwand und en Detail bedeutet. Man könnte fast glauben, die Formulierung, wie auch die folgende, dienen als eine Art salvatorische Klausel, falls womöglich etwas vergessen wurde.“

b) sämtliche sonstige Energieentnahmen durch geeichte Messeinrichtungen gesondert erfasst und mitgeteilt werden,

„Thomas Blechschmidt: Eine Frage, Vorsicht, Süffisanz und Satire, der Wärmeverlust auch?“

c) im Rahmen der Abrechnung jeweils innerhalb der einzelnen Saldierungsperioden die Energiemenge, die sich im Stromspeicher befindet, erfasst wird und

„Thomas Blechschmidt: Der ganze, im Grunde vollkommen überzogene technische Aufwand, geht natürlich auf Rechnung des Betreibers. PV + Speicher als eine Einheit aufzufassen und bis 100 KW auf all den Aufwand zu verzichten wäre einfacher, ergäbe robustere Anlagen und wäre eine wesentlich sinnvollere Förderung, bei der die Kosten für den Zusatzaufwand samt der damit verbundenen Bürokratie die Mehreinnahmen für das EEG-Konto nicht ohnehin mehr als komplett auffressen. Der Gesetzgeber hat dem genannten Ziel mit diesem Irrsinn einen Bärendienst erwiesen.“

2. seine Mitteilungspflichten nach § 74 Absatz 2 und § 74a Absatz 2 Satz 2 bis 5 erfüllt hat.

Der Nachweis der Voraussetzungen des Absatzes 1 Satz 1, insbesondere der Zahlung der EEG-Umlage und der Voraussetzungen nach Absatz 1 Satz 2 und Satz 3, ist für Strom, der mit dem Stromspeicher erzeugt worden ist, gegenüber dem Netzbetreiber kalenderjährlich durch denjenigen zu erbringen, der zur Zahlung der EEG-Umlage für den von dem Stromspeicher verbrauchten Strom verpflichtet ist. Sind mehrere Personen nach Satz 3 verpflichtet, kann der Nachweis nur gemeinsam erbracht werden.

„Thomas Blechschmidt: Wie bereits erwähnt, der Betreiber hat das aus seinem Geschäftsmodell zu erwirtschaften. Nicht, dass eine Verschiebung auf einen anderen so genannten Marktteilnehmer besser wäre. Nein, das Ganze ist ein aufgesetzter Popanz, vollkommen unproduktiv und nutzlos. Flüssiger als das Ei einer Klapperschlange = überflüssig.“

(1c) Für Stromspeicher, deren Strom nicht ausschließlich in ein Netz eingespeist und nicht ausschließlich vom Betreiber selbst verbraucht wird, evaluiert die Bundesnetzagentur die Absätze 1 bis 1b bis zum 31. Dezember 2020 und berichtet der Bundesregierung über die Erfahrungen mit diesen Bestimmungen.

„Thomas Blechschmidt: Man scheint die Schwierigkeit offenbar zu ahnen…, nur warum verzichtet man nicht konsequent auf diese komplette Absurdität? “

§ 70 Grundsatz

Anlagenbetreiber, Betreiber von Stromerzeugungsanlagen, Netzbetreiber, Letztverbraucher und Elektrizitätsversorgungsunternehmen müssen einander die für den bundesweiten Ausgleich nach den §§ 56 bis 62 jeweils erforderlichen Daten, insbesondere die in den §§ 71 bis 74a genannten Daten, unverzüglich zur Verfügung stellen. § 62 ist entsprechend anzuwenden.

„Thomas Blechschmidt: Richtig, noch besser sollten diese Daten allerdings anonymisiert öffentlich einsehbar sein und vor allem die entsprechenden Messwerte aller Umspannwerke, Trafostationen, Übergabestationen etc. Beinhalten.“

§ 71 Anlagenbetreiber

Anlagenbetreiber müssen dem Netzbetreiber

1. bis zum 28. Februar eines Jahres alle für die Endabrechnung des jeweils vorangegangenen Kalenderjahres erforderlichen Daten anlagenscharf zur Verfügung stellen,

§ 74a Letztverbraucher und Eigenversorger

(1) Letztverbraucher und Eigenversorger, die Strom verbrauchen, der ihnen nicht von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen geliefert worden ist, müssen dem Netzbetreiber, der nach § 61i zur Erhebung der EEG-Umlage berechtigt ist, unverzüglich folgende Angaben übermitteln:

1. die Angabe, ob und ab wann ein Fall im Sinn des § 61 Absatz 1 Nummer 1 oder Nummer 2 vorliegt,

2. die installierte Leistung der selbst betriebenen Stromerzeugungsanlagen,

3. die Angabe, ob und auf welcher Grundlage die EEG-Umlage sich verringert oder entfällt, und

4. Änderungen, die für die Beurteilung, ob die Voraussetzungen eines Entfallens oder einer Verringerung der EEG-Umlage weiterhin vorliegen, relevant sind oder sein können, sowie den Zeitpunkt, zu dem die Änderungen eingetreten sind.
Satz 1 Nummer 1 bis 3 ist nicht anzuwenden, wenn die Angaben bereits übermittelt worden oder die Tatsachen, die mit den Angaben übermittelt werden sollen, dem Netzbetreiber bereits offenkundig bekannt sind. Satz 1 Nummer 1 bis 3 ist ferner nicht anzuwenden für die Eigenversorgung mit Strom aus Stromerzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 1 Kilowatt und aus Solaranlagen mit einer installierten Leistung von höchstens 7 Kilowatt; § 24 Absatz 1 Satz 1 ist entsprechend anzuwenden.

(1) Letztverbraucher und Eigenversorger, die Strom verbrauchen, der ihnen nicht von einem Elektrizitätsversorgungsunternehmen geliefert worden ist, und die der Pflicht zur Zahlung der vollen oder anteiligen EEG-Umlage nach § 61 unterliegen, müssen dem Netzbetreiber, der zur Erhebung der EEG-Umlage nach § 61i berechtigt ist, alle Angaben zur Verfügung stellen, die für die Endabrechnung der EEG-Umlage nach § 61 für das vorangegangene Kalenderjahr erforderlich sind. Dies umfasst insbesondere die Angabe der umlagepflichtigen Strommengen, wobei, soweit eine Bilanzierung der Strommengen erfolgt, die Strommengen bilanzkreisscharf mitgeteilt werden müssen. Die Meldung muss bis zum 28. Februar eines Jahres erfolgen. Die Frist nach Satz 3 verschiebt sich auf den 31. Mai, wenn der Netzbetreiber Übertragungsnetzbetreiber ist. Ist die selbst betriebene Stromerzeugungsanlage ein Stromspeicher im Sinn des § 61k, sind zusätzlich sämtliche Strommengen im Sinn des § 61k Absatz 1b Nummer 1 anzugeben.

„Thomas Blechschmidt: Das kurze Fazit zum Schluss. Die meisten, wesentlichen Kritikpunkte sind bereits im Auszug angesprochen. Der Ausbau wird zwar weitergehen, allerdings bei weitem nicht so, wie erforderlich, sondern im Tempo eines Rollators. Die verantwortlichen Akteure in Politik, ihre Pendants in den Wirtschafts- und Interessenverbänden sollten klugerweise dazu gezwungen werden, mit den Märchenstunden, der Besitzstandswahrung für kapitalkräftige oder so genannte systemrelevante Strukturen und sich selbst ständig in die Tasche zu lügen aufhören. Es ist nicht das System, oder das Establishment, das krank ist, versagt oder nichts taugt, sondern die Vereinnahmung durch parallele Strukturen, die die Bestimmung der wesentlichen Akteure und Vorgehensweisen dem demokratischen Prozess entzogen haben.

Es sind vor allem die Bürger selbst, die sich aus Bequemlichkeit raushalten, statt zu handeln. Die Welt geht davon nicht unter, aber wir alle werden zunehmend zur Kasse gebeten, während einige wenige zunehmend Kasse machen.

Das Gesetz an sich ist mittlerweile übermäßig aufgebläht, schon für Fachleute nicht vollständig verständlich, wirft mehr Fragen als Lösungen auf und überfordert den unbedarften Bürger, der ein paar Euro von seinem ersparten sinnvoll investieren will ohne sich damit einer Finanzanlageinstitution auszuliefern, ein Verhalten, dass dereinst als freie wirtschaftliche Betätigung galt, oder schlicht nur den Wasserkopf einer Bank oder Versicherung zu finanzieren. Gesetze sollten einfach, klar und verständlich sein, und nicht versuchen, auch noch das letzte Detail zu regeln, dass gar keiner Regelung bedürfte, orientierte der Gesetzgeber sich nur konsequent am Ziel, der Materie. Dann wären Gesetze einer Verfassung oder notgedrungen mangels einer solchen eben, tut es ein Grundgesetz genauso, würdig. Aber nicht nur derartigen Grundnormen, sondern vor allem auch denen, um die sich alles dreht: Bürger!“

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Zum Positionspapier „Energiepolitik“ des Bundesverbandes mittelständische Wirtschaft (BVMW)

Kommentar an den BMVW von Thomas Blechschmidt, Energiemanager, Koordinator bei der AG Energiepolitik (Bund) und Energiebeauftragter der Piratenpartei Deutschland im LV Bayern:

Sehr geehrte Damen und Herren,

Ihr Positionspapier zur Energiewende, das mich im Januar 2014 erreicht hat, hat mein Interesse und auch einige Hoffnungen geweckt. Es hinterlässt bei mir den Eindruck, dass bei den Repräsentanten des wichtigsten Verbandes der Wirtschaft in den deutschen Ländern – entgegen den Unkenrufen ideologisierter Ökofetischisten, Verschwörungstheoretiker und einiger anderer Menschen, die die Rettung der Zukunft in der radikalen Abschaffung kapitalistischer Wirtschaftsstrukturen sehen -, nach wie vor ausreichend Sachverstand vorhanden ist, um die Herausforderungen der nächsten Jahre und Jahrzehnte volkswirtschaftlich sinnvoll und betriebswirtschaftlich darstellbar zu gestalten.

Auch wenn einige vollkommen falsche und teilweise haarsträubende Ansichten über die sinnvollste Ausrichtung der künftigen Energiepolitk in den deutschen Ländern nach wie vor unreflektiert und mit unerwartet hartnäckiger Naivität und Faktenverweigerung aus den Spitzten einflussreicher Verbände an die Öffentlichkeit gerichtet werden.

Ja, man kann es nicht anders sagen. Ob beim Neujahrsempfang der schwäbischen Metall- und Elektroindustrie in Augsburg oder aus dem Mund des IHK-Vorsitzenden für München und Oberbayern, ob durch den frisch gebackenen Wirtschafts- und Energieminister in Berlin oder durch den aktuellen Energiekommissar bei der EU.

Dort werden Thesen verkündet und Forderungen aufgestellt, die sich bei Ihnen zum Glück nicht wiederfinden. Ich denke, es wird Zeit, dass wir miteinander sprechen, denn wir liegen in vielen Dingen sehr nah beieinander.

Ich selbst wundere mich allerdings, warum nach wie vor so viele Menschen auch aus Ihren Branchen bei Wahlen denen die Treue halten, die sich unübersehbar überhaupt nicht für deren Meinungen und Belange interessieren. Und warum sie diese Parteien nach wie vor aktiv unterstützen.

Doch ich komme besser zu Ihrem Positionspapier:

Bundesverband Mittelständische Wirtschaft

Positionspapier

Energiewende

Forderungen und Positionen des Mittelstands

 Juni 2012

Ziele der Energieversorgung

Energie bedeutet Antrieb, Licht und Wärme. Unsere moderne, mittelständisch geprägte Wirtschaft ist auf Energie angewiesen. Dabei steht die Energieversorgung in Deutschland vor einem gewaltigen Wandel. Die CO2-Emissionen bei der Verbrennung fossiler Energieträger und die ungelösten Probleme bei der Atomtechnik machen ein neues Energiekonzept erforderlich.

Thomas Blechschmidt: „D’accord!“

Ein neues Energiekonzept muss die drei Ziele der Energieversorgung erfüllen:

ƒ. Versorgungssicherheit

ƒ. Bezahlbarkeit

ƒ. Nachhaltigkeit

Thomas Blechschmidt: „Richtig. Beinahe vollkommen richtig. Allerdings  ist mir das noch zu unscharf. Das Postulat der „Bezahlbarkeit“ indessen ist relativ. Es hängt für jeden von seiner Ertragslage ab. Egal, ob Hartz-IV-Empfänger, Kleinrentner oder Gewerbetreibendder. Unsere Exporteure konkurrieren mit Energiepreisen im Ausland. Deshalb subventionieren wir seit Jahrzehnten die Großverbraucher von Strom massiv. Die direkten und indirekten Subventionen liegen bei 28 MRD Euro.Dass das niemal sein vernünfiutges Ergebnis nach sich ziehen kann, weil alle Staaten es tun und auf diese Art ein folgenschwerer Verbilligungswettbewerb über die grundlegendste aller Ressourcen erfolgt, der darin zum Ausdruck kommt, dass „Energie“-Preise weltweit viel zu billig ist, ist offenbar bisher niemandem aufgefallen.

Zumindest zieht das niemand in Erwägung oder zum Vergleich in den aktuellen Diskussionen heran. Die schrillen Töne wenden sich gegen die EEG-Umlage, die an alle Misslichkeiten schuld sein soll.

Subventionen aller Art erhöhen aber die Preise für Inlandsverbraucher, wenn nicht direkt beim Energieträger, dann im Umweg über Steuern, Netzentgelte, NEV, etc. Dazu kommt die Verwendung von Steuermitteln, um Folgelasten oder Infrastrukturkosten von den Großverbrauchern fernzuhalten. Allzu leichtfertig wird die Höhe der EEG-Umlage als Ursache allen Übels herangezogen. Doch was sind die zu erwartenden 23 Mrd. EEG-Umlage für 2014 im Vergleich zu ca. 110 Mrd. Importkosten für degenerative Brennstoffe? Was sind Sie im Vergleich zu den 28 Mrd. direkten und indirekten Subventionen – Jahr für Jahr – für die Verbrennung von Kohle, Erdöl, Erdgas und die Kernenergie?

Joe Kaeser, der jüngst zum Siemensherrscher gekürte derzeit „oberste“ Siemensianer, hat sich am 21.01.2014 in seiner Audienz beim Bayerischen Rundfunk darüber mokiert, dass es sich unsere Volkswirtschaft niemals wird leisten können, 400 oder 600 Mrd. Euro an Subventionen in eine rein generative Stromerzeugung zu stecken. Damit meint er die EEG-Umlage, im Besonderen die für Photovoltaik, die aber keine Subvention ist, sondern eine zielgerichtete Umlage für einen bestimmten Zweck. Und er hat vorsorglich schon mal die gesamte Summe beim zu erwartenden Ausbaustand hochgerechnet. Was er vollkommen unterschlägt: Die inzwischen knapp 190 MRD Euro Beihilfen und Subventionen für Kernenergie und die gesamte Summe der Subventionen für Kohle, Erdöl und Erdgas seit Gründung der Montanunion. Derzeit liegen die bei ca. 26 MRD Euro von den jährlich 28 MRD Euro Subventionen für alle degenerativen Energieträger. Auf die knapp 60 Jahre, die das schon läuft hochgerechnet, haben sich die Volkswirtschaften der deutschen Länder das umgerechnet wie viel kosten lassen? Optimistisch von einer linearen Nulllinie ausgehend bis zum heutigen Volumen sind das über 50 Jahre rückwirkend betrachtet lockere 700 MRD Euro. Und allein wegen der „Endlagerung“ ist noch lange kein Ende in Sicht.

Nun, was mir bei Ihren Stichpunkten noch fehlt: Die Ziele

– 100 % generativ bis 2050,

– ein klares Ja zur sozialen Ausgewogenheit durch Einkommensanpassung,

– der Anspruch, höchstmögliche Effizienz bei der Energienutzung herzustellen – und das Primat der Dezentralität (Vorrang vor Großanlagen)

Von diesen Zielen hat sich die Energiekommission des BVMW (Bundesverband Mittelständischer Wirtschaft), die sich aus Unternehmerinnen und Unternehmer unterschiedlicher Branchen zusammensetzt, leiten lassen. Ein zentrales Ergebnis lautet:

Die neue Energieversorgung soll so dezentral wie möglich, so zentral wie nötig sein.

Thomas Blechschmidt: Wie gesagt, Dezentralität muss organisatorisches Prinzip und Leitlinie erster Ordnung sein. So dezentral wie möglich und zentral wie nötig ist der entscheidende Schritt zu wenig. Klar ist, dass dies für die bisher streng zentral organisierten Energiekonzerne das Todesurteil darstellt. Aber die Dinosaurier sind durch veränderte Umweltbedingungen gestorben. Sollen es die Menschen den Dinos nachmachen? Ein Schaden für den Planeten wäre es jedenfalls nicht.

Dieses Positionspapier begründet das Konzept der Dezentralität und stellt dessen Implikationen vor. Den Grundsätzen der sozialen Marktwirtschaft folgend, liegen unserer Argumentation diese Annahmen und Kriterien zugrunde:

ƒ. Deutschland ist ein Industriestandort – Energie muss bezahlbar bleiben, um die Wettbewerbsfähigkeit des Mittelstandes zu erhalten.

Thomas Blechschmidt: „Die Energie Ja. Der größere und wachsende Teil der Energiekosten besteht aber aus allem möglichen, nur nicht aus Kosten der Energie. Deshalb gilt dies nur für den als J oder kWh messbaren Anteil. Wir täten gut daran, die Netze wieder in öffentliches oder besser bürgerliches Eigentum zu überführen und dem jeweiligen Lebenszyklus entsprechende Abschreibungen (kommende DIN EN ISO 50001) bei moderaten Renditen auf die Kosten umzulegen. Damit könnten die Unternehmen über den Wegfall der Netzentgelte nachhaltig unterstützt werden.“

Nachhaltige Strukturen sind zu fördern. Das bedeutet auch: Vielfalt statt  Monokulturen.

Thomas Blechschmidt: Absolut! Und eine klare, transparente Darstellung der Energieflüsse und der Kapitalflüsse samt Berücksichtigung der volkswirtschaftlichen Kosten. Die Priorisierung der Energiequellen muss dabei ausnahmslos nach den allgemeinen Lasten erfolgen: Transparente Internalisierung der externen Kosten.

ƒ. Energieeffizienz: Nachhaltigkeit heißt nicht Verzicht.

Thomas Blechschmidt: „Da stimme ich Ihnen zu. Wider Grünen oder „anti-kapitalistischen“ Unernst und die Naivität, Realitäten mit Romantik verändern zu wollen. Das gab es bereits einmal und es begleitete die Menschen bis in einen Weltkrieg.“

ƒ. Nachhaltige Kommunikation und Transparenz bei der Planung von Projekten – Informationen schaffen Vertrauen.

Thomas Blechschmidt: „Mit Transparenz laufen sie bei uns offene Türen ein. Dazu gehört auch die offene Kommunikation mit den Bürgern und die frühzeitige Berücksichtigung derer Bedenken und Wünsche. Infrastrukturen dürfen auch gern Geld kosten, bevor ihre Kosten sich wegen Rechtsstreitigkeiten und Verfahrenstaktiken verdreifachen. Das wird aber nur mit dezentralisierten, pseudonymisierten Bieterverfahren möglich werden. Planungsmonopole wie z. B. das der DB Projektbau GmbH sind konsequent abzubauen.“

ƒ. Wahrung der Technologieneutralität und der Unabhängigkeit.

Thomas Blechschmidt: „Perfekt. Das bedeutet auch keine verborgenen – also GAR KEINE – Subventionen mehr für irgendwelche Technologien. Alle Fördermaßnahmen müssen transparent und offen kommuniziert und regelmäßig auf den Prüfstand gestellt werden.“

ƒ. Sicherheit garantieren – die Qualität der heutigen Energieversorgung muss erhalten bleiben.

Thomas Blechschmidt: Das ist auch bei uns unstreitig. Allerdings sehen wir die Gefahren nicht als so groß, wie sie von manchen gezeichnet werden und wir sind uns der eigentlichen Ursachen bewusst. Im Ergebnis zeigt sich, dass Strom ein nur bedingt marktfähiges Produkt mit genau definierten, unveränderlichen Eigenschaften ist und sich durch Preiskämpfe auch nicht verbessern lässt. Im Gegenteil: Die Preiskämpfe lösen umfangreiche spekulative Hochrechnungen und darauf basierende Vorbestellungen für den Strombedarf über bis zu drei Jahre aus. Und das schlägt sich am Ende in destabilisierenden Schwankungen in den Netzen nieder. Der geeignete Ausgleichsmechanismus sind Speicher, Speicher und noch mal Speicher.

ƒ. Die mittelständische Struktur im Sektor der Erneuerbaren Energien ist Garant für Innovation, Wettbewerb und die Schaffung von Arbeitsplätzen.

Thomas Blechschmidt: Es ist genau die Vielfalt der Mittelständischen Unternehmen, die diese enorme Belastungsfähigkeit begründet. Leider spiegelt sich das auf der politischen Ebene unserer Gesellschaft nicht wieder. Dort haben wir zwei Monopolisten und ansonsten ein paar mehr oder weniger brauchbare Mehrheitsbeschaffer. Und ausgerechnet in der politischen Landschaft vermeiden wir das, was im normalen Leben alltäglich ist: Alte, ausgelatschte Schuhe durch neue zu ersetzen. Ja, sogar die Reanimation ganz offenkundig vollkommen unbrauchbar gewordener Schuhe ist in unseren Ländern leider der normale Weg. Wen also wundert, wenn das alles einem Großteilder Bevölkerung als Käse vorkommt und sie die Nase rümpft?

ƒ. Der Mittelstand bekennt sich zum Art. 20 a des Grundgesetzes, in dem der Schutz der natürlichen Lebensgrundlage im Rahmen der verfassungsmäßigen Ordnung bestimmt wird. Dies schließt die ökologische Verantwortung des Mittelstands ein.

Thomas Blechschmidt: „Damit stimmen Sie mit den Piraten zu 100 % überein. Und wir fallen mit unseren Positionen nicht so Mir nichts – Dir nichts einfach mal um, nur weil ein paar Pöstchen locken. Wir rechnen also für die Zukunft mit Ihrer Unterstützung und unserer Präsenz bei Ihren Veranstaltungen und Diskussionen. Wir sind aktuell die beste Möglichkeit, sinnvoll gerichteten Druck auf die Bequemlichkeit der Arrivierten zu erzeugen. Denn wir müssen uns nicht verbiegen“

Das vorliegende Positionspapier gliedert sich in die Abschnitte:

1. Politische Rahmenbedingungen

2. Energieproduktion

3. Netze

a. Übertragungsnetze

b. Verteilnetze

4. Speicherung

5. Energieverbrauch

6. Zusammenfassung

1. Politische Rahmenbedingungen

Bündelung der nationalen Energiekompetenz in einem Ministerium

 Thomas Blechschmidt: Diesen Gedanken haben die Piraten bislang nicht diskutiert. Ich persönlich bin für ein eigenes Energieministerium. Energie ist eine so universelle und grundlegende Schlüsselgröße, dass sie letztlich die einzig konstante Determinante für jeden sozialen Interaktionsprozess darstellt. Das erhebt sie über den Rang einer Währung hinaus und macht sie damit sogar zur geeigneten Grundlage einer jeden Währung. Eine kWh ist immer eine kWh. Ein Dollar oder ein Euro nicht. Deren Nutzwert schwankt.

 Das Regulierungsregime für die Netze und die Standortwahl für die Produktion von Energie beeinflussen sich gegenseitig. Beide Elemente tragen wesentlich zu den Energiekosten bei. Die Netznutzungsentgelte beeinflussen den Strompreis für kleine und mittlere Unternehmen erheblich. Im Durchschnitt liegen die Entgelte für die Netznutzung bei etwa 20 Prozent des Endabnehmerpreises.

– Wir schlagen vor, dass die Kompetenzen für Netze und Energieproduktion in einem Ministerium gebündelt werden.

Thomas Blechschmidt: Ja, Und zwar in einem eigenen Ministerium. Dort sollten gleichzeitig alle Infrastrukturnetze verwaltet, generell geplant und koordiniert in einem Zug aus- und umgebaut werden, sobald die dezentralen Gliederungen der Länder das wünschen.

Übergangsweise sollten neue Gesetze nur noch gemeinschaftlich von Umwelt- und Wirtschaftsministerium eingebracht werden.

Thomas Blechschmidt: Was m. E. eher bedeuten würde, dass sich die beiden Ministerien wie gehabt meistens im Weg stehen. Ein Ansatz, der für die Übergangszeit Stillstand bedeutet. Mehr Druck sollte von außen kommen.

Europäischer Pfad für einen nachhaltigen Energiemix

Um den Umbau der Energieversorgung voranzutreiben, muss die EU ihre fachliche Kompetenz im Energiebereich ausbauen. Denkbar wäre die Erarbeitung eines Grünbuchs durch die Europäische Kommission, um eine öffentliche und wissenschaftliche Diskussion anzustoßen. Nationale Hoheitsrechte könnten so gewahrt und zeitgleich ein europaweiter Konsens hergestellt werden.

Thomas Blechschmidt: „Grünbuch klingt ein wenig arg nach einer Idee der einschlägigen Partei. Schwarzbücher und Weißbücher oder rote Listen sind trotz der farblichen Pendants in der Politik unverdächtig. Und wenn es um faktenbasierte Politik geht, wäre Orange die bessere Farbe. Die Grünen haben über 30 Jahre lang bewiesen, dass sie das nicht leisten können. Sie sind und bleiben einfach zu ideologieverhaftet und verstehen überwiegend nicht, dass sich Menschen nicht gern Vorschriften machen lassen wollen. Die Frage nach nationalen Hoheitsrechten halte ich in Europa und insbesondere für Energiepolitik für gänzlich überflüssig. Auf dieser Ebene kann zwar alles verhindert aber so gut wie nichts gelöst werden. Zudem widersprechen nationale Hoheitsrechte dem Leitgedanken der Dezentralisierung. Schlimm genug, dass Berlin entscheiden will, ob sich Windräder in Bayern lohnen oder nicht.

Was die fachliche Kompetenz bei der EU angeht: Tiefer als mit Günther Öttinger geht es nicht mehr. Der versteht jede Menge von Strukturpolitik und Organisation oligopoler und zentralisierter autokratischer Strukturen. Von Energie versteht er noch immer weniger als gar nichts. Der Name Öttinger stand mal für das Tuning von Dieselmotoren. Was aber auch nur deren Verbrauch erhöht. Ansonsten steht der Name für Billigbier unterdurchschnittlicher Qualität, was die Wirkung und das Aroma angeht.

Die Problematik der hohen Atomrisiken und die Verschmutzung durch CO2 können langfristig nicht national gelöst werden. Dies beinhaltet auch, in den atomstromlastigen Nachbarländern Frankreich und Tschechien auf einen Wechsel in der Energiepolitik hinzuwirken.

Thomas Blechschmidt: Der Mittelstand in den Deutschen Ländern kann den Kernenergie-Aspiranten und den alten AKW-Ländern am glaubwürdigsten deutlich machen, dass sich diese Technologie volkswirtschaftlich einfach nicht rechnet. Wenn jemand den ultimativen Beweis angetreten hat, dass Kernenergie unwirtschaftlich ist, dann sind es ausgerechnet die rein neoliberal und kapitalistisch denkenden Engländer mit ihrem Wunsch nach einem Atomenergieeinspeisegesetz, welches ausgerechnet vom natürlichen Feind fester Einspeisevergütungen, dem EU-Kommissar Öttinger, unterstützt wird.

Ich denke, genau das sollten wir auch tun. Jeder, der Atomenergie haben will, soll für den Erhalt, den Neubau und die Folgelasten von Kernkraftwerken auf jede kWh Strom aus einem AKW eine Umlage bezahlen um den Strom und auch die notwendige Altlastenbewirtschaftung von dort zu refinanzieren. Dann wird schnell klar werden, was Kernkraft für ein wirtschaftspolitischer Irrsinn ist. Die Technik taugt auch nicht als strategische Reserve, denn zentrale Strukturen lassen sich sehr einfach ausschalten.

Dezentrale Planung stärken

Das dezentrale Konzept beinhaltet, dass zunächst regionale Energiepläne entwickelt werden. Der optimale Planungsraum besteht aus einem Oberzentrum und dem dazugehörigen Umland. Anschließend werden prognostizierte Angebots- oder Nachfrageüberzuschüsse zu einem nationalen Energieplan aggregiert.

Thomas Blechschmidt: An der Stelle erhalten Sie den ersten ernsthaften Widerspruch: Kommunal oder Lokal statt regional. Wie sollte man regional definieren? Ganz NRW, NDS, Bayern oder Landesteile? Je schärfer die Analyse-Details, desto besser das Ergebnis. Zudem sind lokale Überblicke auch lokal steuerbar und in der Summe reaktionsfähiger als große Kolosse. Noch konkreter: Bottom-Up! Der Weg geht über kommunale Energiekonzepte mit real erfasstem Energieeinsatz durch kumulative Verfahren für die anonymisierten Rohdaten nach oben. Einen nationalen Energieplan brauchen höchstens ein paar Minister oder Staatssekretäre für die Galerie, die eigene Show oder das politische Schaufenster.

Damit ergibt sich ein Dreiklang der Politikebenen:

EU ==> Leitlinie zum Energiemix

Thomas Blechschmidt:

Ziel: 100 % generativ;

Weg: phasing out degenerativer Energieträger (Öl, Kohle, Gas, Uran),

particular phasing in and phasing out regenerativer Energieträger (Biomasse, Biogas, Holz) und

phasing in rein generativer Energieträger (Solar, Wind, Wasser) bis 100 % generativ.

BUND ==> Festlegung von Anreizstrukturen (z.B. EEG)

Thomas Blechschmidt: Korrekt: Das EEG kann bereits weitgehend abgebaut bzw. in Richtung auf differenzierte Förderung für unterschiedlich ertragreiche Standorte so verändert werden, dass der Zubau generativer Energiequellen und passender Speicher dem lokalen / regionalen Bedarf besser passend entgegen kommt.

Region ==> regionale Energiepläne und Verantwortung zur Umsetzung

Thomas Blechschmidt: Die Umsetzungszuständigkeit und Planungshoheit gehört ausschließlich in die Hände der Kommunen. Sonst niemand. Kommunen dürfen sich zusammenschließen. Die Finanzierung der Infrastruktur und der Anlagen sollte durch Genossenschaften, direkte Kreditaufnahme bei der EZB durch kommunale Obligationen bei moderaten, gesicherten Renditen von max. 2,5 % liegen. Denn die Anleger = Bürger profitieren ja bereits von konstanten Preisen. Was wir für unsere Grundbedürfnisse nicht mehr brauchen sind institutionelle Anleger, die einen Wettbewerb um private Kunden über das Versprechen hoher Renditen führen.

Kosten

Um den Industriestandort Deutschland und die Wettbewerbsfähigkeit des Mittelstandes zu erhalten, müssen die Energiekosten bezahlbar bleiben. Der hohe Anteil der staatlichen Lasten am Strompreis (40 Prozent)…

Thomas Blechschmidt: „Zwischenruf! Vorsicht. Das ist zu kurz und zu linear gedacht. Kosten sorgen vor allem Anderen für den Anreiz zu Effizienz. Wenn, dann einen Basisbetrag, der nach PE-Faktoren und Emissionsfaktoren erhöht oder eben gesenkt wird.“

…belastet vor allem kleine und mittlere Unternehmen (Vgl. hierzu Abbildung 1). Haushaltskonsolidierung und die Finanzierung des Rentenfonds dürfen nicht zu Lasten der Endenergieabnehmer gehen.

Thomas Blechschmidt: Bitte erläutern Sie, was damit genau gemeint ist. Wo sind die 28 MRD Subventionen für degenerative Energiequellen und Träger sichtbar? Das EEG ist eine staatlich festgelegte Belastung, aber keine Last, die dem Staat zu Gute kommt. Es ist die Form der Anschubfinanzierung für neue Technologien, um über den Skalareffekt der Massenproduktion wettbewerbsfähige Preise zu realisieren. Was früher aus Bundesanleihen, Staatsanleihen, Kommunalobligationen oder anderen staatlich sanktionierten Papieren finanziert wurde (Ausbau der Kernenergie, Verschenken der Kraftwerke für Symbolbeträge), oder gar aus Steuermitteln bestritten wurde und bis heute wird (Kohlepfennig, Schaffung von Infrastrukturen, Fördermittel, Beihilfen, F&E_Gelder, Schuldentilgung, Zinszahlungen, Steuervergünstigungen etc.) wird beim EEG spezifisch, zielgerichtet und zweckgebunden erhoben. Die Fehler liegen in der Mittelverwendung und den Berechnungskriterien, nicht im Instrument. Mindestens die Hälfte der Entwicklung des EEG ist schlampigem Management und politischer Manipulation (Ausweitung der Ausnahmen und Veränderung der Berechnungsgrundlage) geschuldet. Zu Ihrer Grafik:

Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz 0,2%

Strombeschaffung, Vertrieb und Service: 31 %

Netzentgelte 22,6 %

EEG*-Umlage 13,7%

Konzessionsabgabe 6,5%

Stromsteuer 8,0%

Mehrwertsteuer: 19,0 %

Thomas Blechschmidt: Korrekterweise fehlen hier die Subventionen und auch die Verwendung der Einnahmen aus dem EEG. Der volkswirtschaftlich wirksame Energiepreis (Referenzpreis) wäre die erste und wichtigste Ausgangsbasis, denn er schließt alle externen Kosten ein.

Betriebswirtschaftliche Betrachtungen blenden die vielen Subventionen aus, die genau deshalb zu kostenintensiven und gleichzeitig sinnfreien Belastungen führen. Der Erhalt der Kohleabbauarbeitsplätze um jeden Preis ist das beste Beispiel. Diese 150.000 Arbeitskräfte (samt denen des sekundären und tertiären Effekts) könnten ihr Know How auch ebenso sinnvoll in die Verlegung von Infrastruktur unter die Erde einbringen. Nichts spricht dagegen, Arbeitsplätze über Steuermittel zu schaffen oder zu erhalten. Wenn es am Ende einen Nutzen bringt. Sonst wäre es sinnfrei, Lehrer und Verwaltungsbeamte zu beschäftigen. Aber durch den Erhalt der Arbeitsplätze beim Kohleabbau füttern wir ein Problem mit Milliarden Euro, das unter dem Strich mehr Schaden als Nutzen bringt. Horst Seehofer verweist seine Ministerin bei der Verlagerung von Lasten in die Zukunft mit dem Argument in die Schranken, weil wir unseren Kindern keine solchen Lasten hinterlassen dürfen. Da hat er Recht, die viel größeren Lasten aber, die er in der GroKo weiter zulässt, sieht er nicht.

Wir plädieren für eine Abschaffung der Stromsteuer. Mindestens aber ist die Stromsteuer entsprechend zu reduzieren, wenn vorübergehend die EEG-Umlage weiter erhöht werden sollte. (Vgl. hierzu Abbildung 2 und Abbildung 3)

Thomas Blechschmidt: Tut uns leid. Nein. Auf keinen Fall. Kosten sorgen auch für den Anreiz zu Effizienz. Wenn dann einen Basisbetrag, der nach PE-Faktoren und Emissionsfaktoren erhöht oder eben gesenkt wird. Bei Primärenergiefaktor „0“ durch den Einsatz rein generativer Energieträger beträgt die Energiesteuerlast dann eben auch Null Euro. Aber eines der einfachsten Leitinstrumente für den Einsatz von Energieträgern aus der Hand zu geben wäre ein ordnungspolitisches Laissez-Faire auf Kosten der Zukunft. Steuern sind zum Steuern da. Geben wir Ihnen die sinnvollste Richtung vor

Grafik: Strompreis in ct/kWh + Steuern und Abgaben ct/kWh

EU-27     13 / 32

Dänemark  13 / 43

Frankreich  10 / 27

Österreich  15 / 34

Deutschland 14 / 40

Abbildung 2: Strompreise im europäischen Vergleich (Cent/KWh, Standardvertrag)3

 Die Zahlen sind interessant, aber nicht nachvollziehbar. Wer in der BRD hat 40 Cent / kWh bezahlt? Haben Sie da nicht genau hingesehen? Ist das ein Durchschnittspreis oder sind das die jeweils höchsten gefunden Tarife? Gegliedert und gewichtet nach Industrie intensiv, KMU / GHD und Haushalten wäre ehrlicher. Und transparenter. Zusätzlich würde dadurch das Ziel der Nachhaltigkeit und der Senkung der Emissionen gefördert. Bei PE-Faktor Null wäre z. B die Stromsteuer Null. Wer sich anstrengt wird belohnt. Das wären Anreize, die auch wirken, statt für Eliten lenken.

2011  2010  2009 2008  2007 2006

Durchschnittspreis Energie in Cent/kWh   

5,09  5,13  5,95  5,96  6,23  4,34

Durchschnittspreis Netz in Cent/kWh    

3,17  2,89  4,11  2,54  2,66  2,46

Durchschnittspreis ges. Abg. in Cent/kWh

5,10  3,33  2,55  2,42  2,23  1,79

Durchschnittspreis Entlastung Stromsteuer

-0,63  -0,67  -0,61 -0,67  -0,70  -0,52

Durchschnittliche Gesamtkosten (ohne MwSt.)

12,73 10,68 12,00 10,25 10,42

Abbildung 3: Beispiel für die Strompreisentwicklung bei einem mittelständischen Unternehmen aus dem produzierenden Gewerbe mit Individualvertrag (Jahresverbrauch rund 13.000 MWh)

Thomas Blechschmidt: Wie man unschwer sieht, spricht diese Tabelle die gestiegenen Kosten für Mittelständler durch die EEG-Umlage an. 13.000 MWh wären allerdings 13 GWh und somit EEG-Umlage-entlastungsfähig auf Antrag. Die Einkaufspreise noch größerer Stromverbraucher sind allerdings im Forwardhandel auf 3 Jahre auf unter 3 Cent / kWh gefallen und haben die nächsten Jahre keine Chance sich zu erholen. Es sei denn, die aktuelle Bundesregierung erhört das Betteln der Herren Theissen und Terium und subventioniert die Energieriesen noch stärker. Dieser Preissturz ist eine Folge der EEG-Einspeisung, die die Großanbieter zwingt auf die satten Renditen der Vorjahre zu verzichten oder abgeschriebene, degenerative Kraftwerke stillzulegen, weil sie eben nicht für 0 ct/kWh produzieren können.

 

Das Problem an der Sache ist, dass all die Investitionen des Staates von den 50er bis ib die 90er Jahre, all die damals und heute noch laufenden Subventionen aus Steuermitteln ermöglicht haben, lange Zeit zu extrem günstigen Kosten Strom zu produzieren und dennoch satte Gewinne einzufahren. Dabei wäre es korrekt gewesen, die Gewinne zu thesaurieren um am Lebensende der Anlagen die notwendigen neuen Infrastrukturen zu finanzieren.

Ein weiteres, grundlegendes Problem liegt an einer unvermuteten, gänzlich anderen Stelle: Es scheint, als würden weite und bestimmende Teile der Bevölkerung nach wie vor kameralistisch denken und den Unterschied zwischen Kosten und Investitionen nicht kennen, oder sich dessen nicht bewußt sein. Diese effektive Bildungslücke erstreckt sich bis in die höchsten akademischen Kreise und macht vor allem vor Berichterstattern nicht halt. Bei der Mehrheit der aktuellen poilitischen Akteure sehe ich diesbezüglich einen Anteilnahme 100%, was Wirtschaftwissen angeht.

Über kurz oder lang wäre z. B. eine PV-Anlage in mittelprächtiger Lage in der BRD bei (800 kWh/KWpeak*a Jahresertrag) mit 20 MW plus 4 MWh Redox-Flow-Speicher bei 1 MW Leistung passender als ein Gaskraftwerk, Kohlekraftwerk oder gar Atomkraftwerk. Kosten der kWh Strom vom Invest umgerechnet ca. 16 Cent/kWh gleichbleibend für 25 Jahre. Der Strompreis im Netz wird diesen Betrag sowieso über die Zeit erreichen und übersteigen. Nicht nur hier, sondern in noch stärkerem Maße in anderen Ländern. Atomkraftwerke haben eine Lebensdauer von ca. 40 Jahren, dann müssen sie durch Neubauten ersetzt werden. Der Atomkraftwerkspark in Frankreich ist im Schnitt über 26 Jahre alt, der in den USA über 29 Jahre. Wie sehen deren Zukunftsaussichten also aus?

2. Energieproduktion

Verbrauchernahe Energieerzeugung stärken

Eine dezentrale Energieerzeugung ist durch viele kleine Energieproduzenten gekennzeichnet. Als besonderes Merkmal gilt dabei der Mix aus unterschiedlichen Energieerzeugungsanlagen. Die Vorteile einer dezentralen Energieerzeugung liegen auf der Hand:

ƒ. Der optimale Strommix bestimmt sich nach den regionalen, geographischen Gegebenheiten.

Thomas Blechschmidt: Fast. Aus den lokalen Gegebenheiten. Eine Region kann Berlin sein, kaum Fläche, dafür viele Verbraucher; oder der Landkreis „Märkischer Kreis“. Riesige Fläche. Kaum Verbraucher, weite Entfernungen. Welchen Sinn hat es da, 100 MW KWK in Schwerin bereit zu stellen und in den Süden des Kreises Strom durchzuleiten? Da wären ein 5 MW Windrad vor Ort samt einem großen Redox-Flow-Speicher sinnvoller.

ƒ. Ein sehr viel geringerer Netzausbau ist notwendig. Da Netzentgelte heute rund 20 Prozent des Strompreises für Gewerbekunden ausmachen, ist auf diese Position ein besonderes Augenmerk zu legen.

Thomas Blechschmidt: Da haben Sie Recht. Im Bereich der Höchstspannung besteht aktuell sogar gar kein Bedarf. Netzentgelte als „Stückkosten“ pro kWh sind in etwa so clever, wie eine PKW-Maut pro Fahrt unabhängig von der Strecke. Es empfiehlt sich eine stärker leistungsabhängige Vergütung. Passende Stromzähler mit Messwandlertechnik auch für kleine Verbraucher gibt es bereits. Bei den LKW haben wir bereits eine Abrechnung nach Kilometern, aber nicht nach Stückzahl bzw. Transportgewicht. Es sind im Grunde immer Pauschalen, die am Ende auch die Wirksamkeit bestimmen. Deshalb: Netze vergesellschaften. Und zwar alle. Als Genossenschaften organisiert stellen diese dann Anlagemöglichkeiten für die Bürger als Individuen und als Gemeinschaft dar, die durch maßvolle Verzinsungen des eingesetzten Kapitals der Allgemeinheit dauerhaften Nutzen bringen. Die geschaffenen Werte dienen der Sicherung der Anlage. An der Stelle ist es schlicht opportun die Abschreibungszeit am realen Lebenszyklus festzumachen. Und nicht an der Präferenz oder dem Goodwill irgendwelcher privater oder institutioneller Anleger oder gar Ratingagenturen.

ƒ. Dezentrale Strukturen bedeuten eine höhere Transparenz für die Bürger. Eine verbrauchernahe Planung und Versorgung in der Region stärkt die Akzeptanz in der Bevölkerung.

Thomas Blechschmidt: Richtig. Wobei zu beachten ist, dass Mehrwertabschöpfungen durch den Staat in Form von Umlagen auf eigenerzeugte und eigengenutzte Energie unterbleiben. Zumindest bis das Ziel 100 % generativer Energieversorgung aller erreicht ist. Dann ergeben sich evtl. Spielräume für Mehrwertabschöpfungen.

ƒ. Der Liberalisierung des Strommarktes vor zehn Jahren hat nicht die erhofften Preissenkungseffekte gebracht.

Thomas Blechschmidt: Was deutlich machen sollte, dass die zugelassenen Formen der Liberalisierung ganz offensichtlich völlig unzureichend gestaltet wurden. Liberalisierung ist nicht gleichzusetzen mit unternehmerischen Wirtschaftsformen, die der Gewinnmaximierung und nur dieser unterworfen sind. Subsistenzwirtschaft statt Substanzauszehrung aller Produktionsfaktoren ist anscheinend doch die cleverere Wirtschaftsweise.

Dank neuer Technologien, die dezentrale Erzeugungsstrukturen ökonomisch und ökologisch sinnvoll machen, kann eine neue Liberalisierungsrunde eingeläutet werden.

Thomas Blechschmidt: Bitte Vorsicht mit solchen (h)eiligen Wünschen. Die Liberalisierung hat zwar anfangs Preissenkungen ermöglicht, aber nur um anschließend umso höhere Steigerungen zu verursachen. Beispiel Netzentgelte: Statt Netze kommunal oder national über zinsgünstige Obligationen zu refinanzieren, müssen wir heute den Investoren 9 % Rendite auf das eingesetzte Kapital garantieren, damit sie den Auftrag übernehmen und zusätzlich die Garantie für die Darlehen übernehmen. Das nenne ich mal ein „Bedingungsloses Grundeinkommen“ für Netzbetreiber.

ƒ. Kraft-Wärme-Koppelung steigert die Effizienz von Kraftwerken signifikant und funktioniert am besten dezentral. Dies spricht auch für die Dezentralität von konventionellen Kraftwerken.

Thomas Blechschmidt: Ich bitte darum, die gedachten Größenordnungen zu benennen. Große Spitzenlastkraftwerke mit wenig Laufzeit bringen nur jede Menge Kosten für kaum Nutzen. Da freut sich dann der Hersteller. Die KMU und Endverbraucher bezahlen den Spaß, ohne etwas davon zu haben.

ƒ. Dezentralität stärkt den Mittelstand vor Ort, fördert das Wirtschaftswachstum und schafft neue Arbeitsplätze.6 Im Jahr 2011 arbeiteten 381.600 Personen in der vom Mittelstand geprägten Branche der Erneuerbaren Energien. Dezentralität ist auch für die Großindustrie ein bekanntes Konzept: Beispiele: Kraftwerke im Ruhrgebiet, Kraftwerke rund um VW, Wolfsburg, Blockheizkraftwerke in Industrieparks.

Thomas Blechschmidt: Dann bedeutet Dezentralität – sinnvoller Weise – kurze Entfernung zur Übertragung der Leistung. Sicherung der gesamten Leistung in einem eng begrenzten Raum durch Akkumulation der Einzellasten bei Bereitstellung verschränkter, kleinerer Überkapazitäten benachbarter Netzkreise. Einen eminent stabilisierenden Effekt hätte die komplette Vermaschung der Verteilnetze.

Großanlagen sind kostenintensiv und erzeugen hohe Abhängigkeiten. Zudem besteht die Gefahr, dass Folgekosten des Netzausbaus sozialisiert, also von den Energieabnehmern getragen werden.

Thomas Blechschmidt: Gut erkannt. Deswegen keine Großanlagen. Die Unternehmer sprechen genau aus, was wir ebenfalls denken.

Wir empfehlen, dass die Bundesregierung in ihrem Energiekonzept Dezentralität als Leitbild verankert.

Thomas Blechschmidt: Applaus!

Der individuell realisierbare Grad einer dezentralen Versorgung mit Erneuerbaren Energien sollte regional beantwortet werden. Bereits heute existieren rund 26 Regionen, die es sich zum Ziel gesetzt haben, in Zukunft rund 80 Prozent des verbrauchten Stroms auf Basis Erneuerbarer Energien bereitzustellen. Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft prognostiziert, dass eine überwiegend dezentrale Energieerzeugung in einigen Regionen bereits 2015 auf breiter Basis möglich wird.

Der optimale Strommix

Der Wandel zu einer nachhaltigen Stromversorgung darf nicht zu Lasten der Energiesicherheit gehen. Um diese auch im zukünftigen Energiesystem zu gewährleisten, müssen in der Übergangsphase konventionelle und Erneuerbare Energieträger optimal aufeinander abgestimmt werden. Nur so kann die Qualität der Netzfrequenz erhalten bleiben. Langfristig müssen auch die Erneuerbaren und regelbaren Erzeugungsanlagen Verantwortung für die Netzstabilität übernehmen. Biogas-, Biomasse und Geothermieanlagen sind bereits heute ebenso grundlastfähig wie konventionelle Energieträger.

Thomas Blechschmidt: Nur leider nicht dauerhaft so kostengünstig wie Wind, PV und Wasserkraft. Speziell Geothermie wird auf der Kostenseite unterschätzt. Sie hat kaum Potential zur Kosatensenkung.

Die Entwicklung von Speichertechnologien ist der notwendige Schritt zur Grundlastfähigkeit von Strom aus Windkraft- und Photovoltaikanlagen.

Thomas Blechschmidt: Wie ich im letzten Jahr schon gesagt habe: Speicher, Speicher, Speicher,…

Bis zur Marktreife von Speichertechnologie brauchen auch konventionelle, dezentrale Kraftwerke Planungssicherheit.

Eine zentral organisierte Energieversorgung kann auch wirtschaftliche Nachteile mit sich bringen. Viele Großprojekte, beispielsweise Windparks in der Nord- und Ostsee, verursachen hohe Kosten, die von den Endkunden getragen werden.

Thomas Blechschmidt: Zudem ist die Haltbarkeit auf See äußerst fraglich.

So liegen die Stromgestehungskosten einer Offshore-Windenergieanlagen trotz höherer Volllaststunden mit 0,10-0,15 Euro / kWh deutlich über den Erzeugungskosten von Onshore-Anlagen (0,06-0,08 Euro / kWh).

Thomas Blechschmidt: Allerdings auch Onshore nur da, wo auch wirklich genug Wind weht. Windräder im Süden Bayerns und Baden-Württembergs sind keine Investitionen sondern Don-Quichotterien.

Hinzu kommen höhere Kosten für die Übertragungsnetze. Durch eine dezentralere Energieerzeugung können unnötige Kosten vermieden und die Wettbewerbsfähigkeit der Wirtschaft erhalten bleiben.

Thomas Blechschmidt: Ganz genau. Das kommt dann KMU und Endverbrauchern zu Gute. Nur die Kapitalanleger vermissen lukrative Anlagemöglichkeiten, aber da man Geld nicht essen kann…

Keine Angst vor dem Ausstieg aus der Atomkraft

Der Mittelstand hält einen zügigen Ausstieg aus der Atomenergie für möglich. Die durch den Ausstieg entstehende Lücke lässt sich durch einen Mix aus konventionellen Quellen und Erneuerbaren Energien schließen. Die Ausrichtung der neuen Energieversorgung sollte dabei so dezentral wie möglich und so zentral wie nötig gestaltet sein. Aus ökonomischer Sicht halten wir einen Ausstieg aus der Atomkraft für vertretbar. An den Strombörsen basieren die Marktpreise nicht auf Durchschnittskosten, sondern auf Grenzkosten. Das bedeutet, dass nicht die „preiswerten“ Atomkraftwerke den Strompreis bestimmen, sondern zum Beispiel die teureren Gaskraftwerke. (Vgl. hierzu Abbildung 4). Ein Abschalten der Atomkraft vermindert die Gewinne der vier Energieoligopolisten, führt aber nicht direkt zu einer Erhöhung der Strompreise. Die Versorgungssicherheit wäre auch bei einem zügigen Ausstieg aus der Atomenergie nicht gefährdet.

Thomas Blechschmidt: Sie stimmen mit meiner Einschätzung überein. Nicht mal die „Thüringer Strombrücke ist systemrelevant!“

So wurden nach Angaben der Bundesnetzagentur für den Zeitraum 2010-2020 bereits Investitionen in neue Kraftwerkskapazitäten in Höhe von rund 45 GW geplant. (Vgl. hierzu Abbildung 5). Alle derzeit noch laufenden Atomkraftwerke (nach dem Moratorium) haben eine Gesamtleistung von 11,87 GW.

Langfristig: Einspeisevergütung und Vorrang der Einspeisung können entfallen

Die Einspeisevergütung sowie die Vorrangregelung für die Erneuerbaren Energien können langfristig entfallen.

Thomas Blechschmidt: Je schneller die aktuellen Ausnahmen bei der EEG-Umlage gegen ein System zur Belohnung nach Steigerung der Effizienz ersetzt wird, umso schneller. Deshalb ist ein Referenzpreis für Strom und eine Verknüpfung von Kostennachlässen mit Effizienzsteigerungen der sinnvollste Weg, die EEG-Umlage dauerhaft einzuschmelzen. Auf der anderen Seite ist es dabei notwendig, Herrn Günter Öttinger die rote Karte für sein Vorhaben zu zeigen, Atomstrom aus neuen AKW mit einem Fixum von 11 Cent/kWh zu von den KMU und den Endverbrauchern vergüten zu lassen.

Sobald Produktion und Speicherung Erneuerbarer Energien weniger kosten als die Energieerzeugung mit konventionellen Kraftwerken, sind beide nicht mehr notwendig und können für die einzelnen Erzeugungsarten abgeschafft werden. Dies trägt dazu bei, den Strom bezahlbar und den Wettbewerb auf den Erzeugermärkten zu erhalten.

Stattdessen: EEG – Einführung eines Stetigkeitsanreizes

Für Erneuerbare Energien muss es zu einer Markt- und Systemintegration kommen. Einige Erneuerbare Energieerzeugungsanlagen sind regelbar und somit bereits heute in der Lage, aktiv am Lastmanagement teilzunehmen. Dieses ist notwendig, da zur Erhaltung der Netzstabilität die Einspeisung von Strom den Verbrauch nicht übersteigen darf.

Thomas Blechschmidt: Ist das nicht ein anderes Wort für Speicherförderung? Übersehen wird dabei allerdings die Fähigkeit von Speichersystemen zur Systemdienstleistung, speziell für die Netzstabilität. Denn Speichersysteme können mit der passenden Leistungselektronik für wenige Euro einmaliger Kosten für stabile Spannungen und Frequenzen im Netz sorgen.

Bisher fehlen hier allerdings die Anreize, damit Anlagen, die in der Grundlast laufen, ihren Strom bei Kapazitätsüberschüssen vom Netz nehmen. Ein solcher Anreiz könnte durch die Einführung einer zeitlich begrenzten Prämie im EEG für die Bereitstellung von „Erneuerbarer Regelenergie“ etabliert werden. Dieses Instrument würde helfen, den Anteil der Erneuerbaren Regelenergien zu stärken und einen eigenständigen Markt herauszubilden, an dem sich dann zukünftige die Preise für Regelenergie bilden.

Thomas Blechschmidt: Interessanter Ansatz. Solange die Regelleistung ebenso dezentral bereit gestellt wird, wie die Erzeugung. Technisch machbar.

Ebenso könnte ein Kombikraftwerksbonus mit dem Ziel eingeführt werden, eine bedarfsorientierte Einspeisung zu honorieren und die Technologieentwicklung zu fördern.

Thomas Blechschmidt: Tut mir leid. Diesen Gedanken sehe ich als Eigentor, denn er würde dem Ausbau von Speicherkapazität entgegenwirken. Und ein neues Tor für indirekte Subventionen öffnen.

Langfristig sollten Vergütungen und Prämien zu einem neuen Instrument als “Stetigkeitsprämie” zusammengefasst werden. Mit einer solchen Stetigkeitsprämie könnten Kombipakete, zum Beispiel aus Windkraft und Speichertechnologie oder regelbarer Erneuerbarer Energie, mit konventionellen, grundlastfähigen Energieerzeugungsanlagen frühzeitiger konkurrieren.

Thomas Blechschmidt: Das halte ich für eine grundsätzlich hervorragende Idee. Haben Sie dafür bereits eine Formel entwickelt? Notwendige Bedingungen für Konkurrenzfähigkeit dieses Systems lauten:

A) Belohnungs- / Strafsystem für Emissionen

B) Streichung aller verdeckten und indirekten Subventionen

Überarbeitung EEG – Entbürokratisierung

Das EEG gilt als Regelungsdschungel. Die Politik muss hier Klarheit schaffen und bürokratische Hürden abbauen.

Thomas Blechschmidt: Das ist leider nicht nachvollziehbar. Die Komplexität liegt vielmehr in dem undurchschaubaren Wust an verschiedenen, nicht aufeinander abgestimmten Gesetzen, Verordnungen, Fördersystemen, Subventionen etc. Das EEG selbst ist dagegen (noch) ein klares, eindeutiges und ziemlich gut handzuhabendes Regelwerk.

Um eine Überförderung zu vermeiden, sollte eine halbjährliche Degression der Fördersätze stattfinden, wobei den Betreibern eine lange Vorwarnzeit eingeräumt werden muss.

Thomas Blechschmidt: Warum denn? Die flexible Degression ist der bessere Weg. Allerdings nur, wenn die Absenkungsindizes aus der Preisentwicklung der Komponenten und Baukosten abgeleitet werden. Roll-Over-Periode: 3 Monate zum Vorjahresvergleichszeitraum.

3. Netze

a. Übertragungsnetze

Netzausbau mit Augenmaß – Dezentralität vermindert Kosten

Ein wesentlicher Nutzen der Dezentralität ist ein geringerer Bedarf an Übertragungsnetzen. Aus volkswirtschaftlicher Sicht fallen somit durch eine dezentrale Energieversorgung geringere gesamtwirtschaftliche Kosten an. Zusätzlich reduziert die lokale Nutzung dezentral erzeugten Stroms die Übertragungsverluste. Virtuelle Kraftwerke, Intelligente Netze und die optimale Nutzung der bestehenden Trassen durch ein effizientes Lastmanagement verringern den Bedarf an neuen Leitungen weiter. Eine dezentrale Energieversorgung wirkt somit für den Stromverbraucher kostendämpfend.

Thomas Blechschmidt: Korrekt, falls das klug und richtig umgesetzt wird. Die Begehrlichkeiten von Oligopolisten und Finanzinvestoren in verträgliche Schranken zu verweisen ist eine Sache. Die andere, mindestens ebenso wichtige, wäre den Netzausbau von unten zu organisieren:

Step 1: 0,4 KV Ebene: Komplett in die Erde, parallel dazu ein hochleistungsfähiges Datennetz, ein „kaltes Nahwärmenetz“ und Gasleitungen

Step 2: Vermaschung aller 0,4 KV Netze durch Verbindung der einzelnen Äste mit Nebenästen

Step 3: Permanente Aggregation aller lokal erfassten Leistungen / Lasten parallel zu Step 1 & 2)

Step 4: 10 – 60 KV Leitungen im Zuge der Vermaschung der 0,4 KV Ebene unter die Erde. Alle Leitungen grundsätzlich unter öffentlichen Grund. Keine Royalties für private Grundstücksbesitzer.

Step 5: Installation von großen Akkumulatoren (Natrium-Schwefel,  Redox-Flow, LiPeFo-Großakkus, Li-Ion-Hochleistungsakkus,) an den Umspannwerken 10 KV bis 60 KV  zu 110 KV. Ausgerüstet mit intelligenter Leistungselektronik zur Frequenz-und Spannungshaltung.

Step 6: Gleiches Verfahren bei 110 KV zu 220 KV / 380 KV. Untergrund von Bahnen und Autobahnen / Bundestraßen für die Leitungsverlegung nutzen. Abwärme in die Erde ableiten bzw. im Winter direkt unter die Oberfläche in die Tragschicht der Straße. Auf diese Weise könnten tausende Tonnen Tausalz der Umwelt erspart bleiben.

Ausschreibung der Übertragungsnetze

Eine dezentrale Energieversorgung reduziert den Bedarf an Netzausbaumaßnahmen. Für Neuinvestitionen in Übertragungsnetze, die dennoch notwendig werden, empfehlen wir eine Ausschreibung der Netze. Alle möglichen Einnahmen aus der Ausschreibung sollen dazu verwendet werden, die Netzkosten der gewerblichen Wirtschaft zu senken oder Speichertechnologien zu fördern. Denkbar wäre hier, dass die Bundesnetzagentur die Eigentumsrechte in Form von Lizenzen in einem Pool bündelt und anschließend versteigert. Der Vorteil von Investitionen in Übertragungsnetze liegt darin, dass solche Geldanlagen eine hinreichend attraktive Renditeerwartung und Eigenkapitalverzinsung erwirtschaften.

Thomas Blechschmidt: Das mag für Investoren ein betriebswirtschaftlicher Vorteil sein, für die Bürger, Endverbraucher etc. erwächst daraus nur wieder eine Verteuerung. Unnötiger Weise. Keine Versteigerung, auf keinen Fall, Vergabe an regionale Genossenschaften, Shares an die Bürger, festgelegte Verzinsung von Euribor + 1,5 %. Besser als Sparbuch und langfristiger Wert als Vorsorge fürs Alter. Im Prinzip ist das die gleiche Forderung, nur unter Aussparung der Ebene, die den Großteil der „attraktiven Rendite“ auffrisst. Die Einbindung institutioneller Anleger führt leider regelmäßig nur zur Verteuerung für die sozial Schwächsten.

Zusätzlich trägt eine Erneuerung der Netze dazu bei, Netze zu stabilisieren und Leitungsverluste zu minimieren.

Thomas Blechschmidt: Das trifft zu.

Langfristig: Neues Netzregime

Netzentgelte werden für den Transport und die Verteilung des Stroms erhoben. Die Umlage von Netzanschlusskosten auf die Netzentgelte belastet Endenergieabnehmer und begünstigt zeitgleich die Agglomeration von Großkraftwerken an der Küste und im Süden. Daher sollten zukünftig die Netznutzungsentgelte teilweise gemäß dem Verursacherprinzip umgelegt werden. Großanlagenbetreiber auf der Stromerzeugungsebene werden dann sowohl an den Kosten des Netzanschlusses als auch an den Wartungs- und Instandhaltungskosten der von ihnen stark beanspruchten Trassen beteiligt. Eine Mehrbelastung für die Endabnehmer entsteht durch die Umverteilung nicht. Der Wandel zu einem solchem Netzregime stärkt die dezentrale Stromerzeugung und schützt vor langfristig höheren Kosten.

Thomas Blechschmidt: Das ist richtig, wird aber auf schärfsten Widerstand der so genannten „energieintensiven Betriebe“ stoßen, da die Großanlagenbetreiber – sofern Kraftwerke damit gemeint sind – die Kosten auf die Stromabnehmer umlegen werden. Mit Kostenneutralität ist dabei nicht zu rechnen. Die Erwartungen „auskömmlicher Renditen“ treiben dann die Preise und die Steuern, da auf dem Umweg über die Politik wieder Subventionen eingefordert werden.

b. Verteilnetze

Regionale Kooperationen zur Finanzierung der Verteilungsnetze

Eine Lösung für die Erneuerung der Verteilnetze könnten regionale Kooperationen sein. Kleinere Netzbetreiber können sich die hohen Investitionen oftmals nicht leisten. Jährlich laufen derzeit rund 1.000 Konzessionsverträge aus. Dies bietet zusätzlich auch Stadtwerken und mittelständischen Unternehmen die Chance, Strom- und Gasnetze selbst zu betreiben.

Thomas Blechschmidt: Alles richtig. Aber: Stadtwerke arbeiten wie Wirtschaftsunternehmen leider auch allzu oft rein nach dem Prinzip der Gewinnmaximierung. Besser die Investition über Genossenschaften einsammeln, eine feste Rendite von 1,5 % oder 2 % sichert stabile Kosten, und verursacht keine hoch dotierten Posten für die GF, Vorstände oder womöglich bequem entsorgte unbequeme politische Altlasten.

An den notwendigen Investitionen zur Erneuerung der Verteilnetze könnten sich zukünftig auch mehr Bürger beteiligen.

Thomas Blechschmidt: Genau, ganz genau.

Solche Investitionen bieten eine attraktive Rendite…

Thomas Blechschmidt: Ich bitte um Vorsicht mit den Verlockungen mittels Geldversprechen. Irgendwer muss die Renditen erwirtschaften. Je größer die Volkswirtschaft und das BIP, desto mehr muss der Einzelne durch Verzicht oder Mehrarbeit beitragen,um die Renditeerwartungen zu befriedigen. Das führt exponentiell zu einer Einkommens- und Vermögensspreizung die das gesamte System unter Garantie kippen läßt. Es ist nicht die Frage ob, sondern die Frage „Wann?“

…und stärken zeitgleich die Akzeptanz in der Bevölkerung. Durch die direkte Einbeziehung der Bürger könnten Bauvorhaben schneller umgesetzt, eine dezentrale Energieversorgung gefördert und die Erneuerbaren Energien stärker integriert werden.

Thomas Blechschmidt: Richtig. Wenn es für die Betroffenen in erkennbarer Reichweite liegt, direkt davon zu profitieren, desto eher sind sie dabei.

Intelligente Energienetze fördern – Lastmanagement optimieren

Intelligente Energiemanagementsysteme unterstützen einen effizienten und sicheren Netzbetrieb. Durch die sogenannten Smart Grids können Energieerzeuger, Verbraucher, Speicheranlagen- und Netzbetreiber miteinander in einem Energieinformationssystem verbunden werden.

Thomas Blechschmidt: Nur in der Theorie machbar. Technische Systeme werden nie intelligent sein. Schlicht, weil zur Intelligenz spontane Kreativität erforderlich ist. Die besteht in der Fähigkeit, sich die Verknüpfung von Fakten vorzustellen, die nichts miteinander zu tun haben. Datenschutz hat Priorität!

Somit entstehen kleine Netzwerke, in denen die Energieflüsse gesteuert werden. Um einen optimalen Einsatz dezentraler Energiesysteme durch Virtuelle Kraftwerke und ein regionales Lastmanagement zu ermöglichen, müssen regionale Energiekonzepte entworfen werden.

Thomas Blechschmidt: Noch eine Ebene dezentraler: Kommunal / lokal. Abhängig von der Bevölkerungsdichte und der Energieabnahmedichte. Die bestimmende kleinste Einheit ist die Kommune.

4. Speicherung

Forschungsförderung für dezentrale Speicher

Für den notwendigen Umbau der Energieversorgung bedarf es vor allem ausreichender Speichermöglichkeiten. Während KWK-Anlagen, Biogasanlagen und Geothermie konstante und sogar steuerbare Einspeiseverläufe aufweisen, schwankt die Energiegewinnung bei Windkraft- und Photovoltaikanlagen.

Mit Energiespeichern werden Erzeugung und Bereitstellung elektrischer Energie voneinander gelöst, Sicherheitsreserven gebildet und gegebenenfalls ein Energieüberangebot ausgeglichen. Die Speicheraufgabe kann durch dezentrale Speicher im Verteilnetz gelöst werden.

Thomas Blechschmidt: Richtig. Wegweisende Technologien im Einsatz sind aktuell Redox-Flow-Akkus, NaS-Akkus und auch Li-Ionen-Akkus, die sich aber nur in sehr großer Zahl wirksam bemerkbar machen können (500.000 E-Autos mit 10 kWh Kapazität könnten die gesamter Regelleistung in der BRD sichern. Vgl, dazu I.D.E.E.-Konzept von Tomi Engl: http://wiki.piratenpartei.de/Datei:Piratenpartei_Energieworkshop_2013.1_Vortrag_IDEE.pdf

Dazu muss eine Vielzahl an Speicheranlagen im Verteilnetz installiert sein. Dezentrale Speicheranlagen sichern vor Ort die Energieversorgung, dienen der Lastdeckung und wirken netzstabilisierend. Für die Entwicklung neuer Stromspeichertechnologien und zur Stärkung des Technologiewettbewerbs müssen Anreize über Forschungsprogramme massiv ausgeweitet werden. Neue, bezahlbare Speicher sind der Schlüssel für langfristig sinkende Energiepreise.

Thomas Blechschmidt: Das halte ich für technisch richtig, politisch und volkswirtschafltich aber für ein Risiko, zumindest solange man den Strompreis als Arbeitspreis (Energiepreis) sieht und der Vorstellung nachhängt, für die Infrastruktur habe der Staat zu sorgen und deshalb koste sie nichts. Die Idee langfristig sinkender Strompreise behindert eher alle Vorhaben, weil dann jeder warten wird, das dies oder das billiger wird. Strom und Energie allgemein sind gemessen an den volkswirtschaftlichen und gesellschaftlichen Implikationen, die sie mit sich bringen, derzeit viel zu billig. An der Stelle warne ich davon, Illusionen aufzubauen. Langfristig können wir froh sein, wenn wir die Preise irgendwann stabilisieren. Deshalb: Raus mit allen Renditeerwartungen und Ausnahmen. Mit den energiepolitischen Tagträumern von FDP, Union, SPD, LINKEN und zum Teil GRÜNEN ist keine sachgerechte Lösung zu erwarten.

Akzeptanz durch Transparenz, Kommunikation und weniger Bürokratie

Langwierige Planungs- und Genehmigungsverfahren erschweren den Umbau der Energieversorgung.

Thomas Blechschmidt: Die behindern alle Vorhaben. Nicht nur die für die Energieversorgung. Allein deshalb sollten für Infrastruktur ausschließlich auf „öffentlichen“ Grund zurückgegriffen werden müssen.

Widerstände in der Bevölkerung behindern die Umsetzung solcher Projekte zusätzlich. Mittelständische Investoren und Projektnehmer haben oftmals nicht die finanziellen Mittel, um langwierige Auseinandersetzungen durchzuhalten. Dezentralität begünstigt die politische Durchsetzbarkeit von neuen Energieprojekten, weil das Energieversorgungskonzept regional diskutiert und abgestimmt wurde. Um den Ausbau einer dezentralen Energieversorgung voranzutreiben, müssen Planungs- und Genehmigungsverfahren beschleunigt und vereinfacht werden.

Thomas Blechschmidt: Dieser Wunsch gilt nicht nur für Verfahren diesem Gebiet. Er gilt für viele andere Sachverhalte auch und noch mehr.

5. Energieverbrauch

Thomas Blechschmidt: Ersetzen Sie bitte dieses Wort schleunigst durch Energieaufwand oder Energieeinsatz. Energieverbrauch gibt es nicht. Alles wird letztlich in Wärme umgewandelt oder gespeichert. Dieser Mangel an Wissen und Verständnis ist mit Schuld daran, dass sachlich untaugliche, einseitig lineare Denkweisen die Energiepolitik nach wie vor bestimmen.

Umfangreiche Maßnahmen im Bereich der Energieeffizienz und der Gebäudesanierung sind für eine umweltverträgliche Energieversorgung unverzichtbar.

Thomas Blechschmidt: Irrtum. Eben nicht. Die Gebäudesanierung ist von der Eingriffstiefe der Maßnahmen her bereits über dem Limit an Sinnhaftigkeit. Bei der Gebäudesanierung wird es Zeit, die Grenzwerte auf Verhältnismäßigkeit zu prüfen. Noch mehr Dämmen und Passivhausstandard um jeden Preis bringen es am Ende nicht. 150 % energetischer Mehraufwand um die Effizienz um  weitere 10 % zu verbessern sind spätestens dann widersinnig, wenn ein Gebäude auch ohne dicke Dämmung mit einem Primärenergiebedarf von Null versorgt werden kann. Auch wenn das die Hersteller der Dämmungen nicht freuen mag. Eine Neubewertung ist überfällig.

Im Mittelstand nimmt das Thema Energieeffizienz eine bedeutende Rolle ein, denn die Energiepreise belasten vor allem kleine und mittlere Unternehmen.

Thomas Blechschmidt: Hier gilt eine simple Maxime: Jede nicht benötigte kWh ist die günstigste kWh.

Maßnahmen, die zur Energieeffizienz beitragen, stärken die internationale Wettbewerbsfähigkeit und reduzieren den Fixkostenanteil in den Unternehmen. Somit führt die Energieeffizienz nicht nur kurz-, sondern auch langfristig zu einer Win-Win-Situation.

Thomas Blechschmidt: Nahezu 2.000 Experten wurden bei der IHK zu Europäischen Energiemanagern weitergebildet. Warum verzichten noch immer über 95 % der Unternehmen auf deren externen, neutralen Sachverstand? Fragen Sie das bitte Ihre Mitglieder.

Der Mittelstand steht für Nachhaltigkeit und ist gewillt, Energieeffizienzmaßnahmen umzusetzen. Hierfür muss der Zugang zu Finanzierungsmitteln gewährleistet sein, ohne die die notwendigen Investitionen in Energieeffizienzmaßnahmen für kleine und mittlere Unternehmen nicht zu bewältigen sind.

Thomas Blechschmidt: In der Tat. Und eben deshalb sind Genossenschaften der bessere Weg, da die den Staatshaushalt nicht belasten. Förderung aus Steuermitteln scheitern an der „Schuldenbremse“. Finanzierung durch Gewinn und renditeorientierte Kapitalanleger treiben die Preise. Da bleibt nur das kleine Kapital, moderat angelegt mit vernünftiger Verzinsung. Das stärkt am Ende auch die Verbraucher im Binnenmarkt und damit wieder den heimischen Mittelstand.

Das Thema Energieeffizienz verdient eine intensive Diskussion. Dieses Positionspapier hat eine andere Zielrichtung. Zu Maßnahmen der Energieeffizienz wird der BVMW gesondert Stellung nehmen.

Transparenz herstellen

Energierechnungen müssen transparenter und verständlicher gestaltet werden.

Thomas Blechschmidt: Und vor allem öffentlich einsehbar. Damit rennen Sie bei den Piraten offenen Türen ein. Beispielsweise wäre es sinnvoll, den Energieeinsatz jedes Fahrzeugs pro 100 km in kWh als Vergleichsmaßstab verpflichtend zu veröffentlichen.

Strombeschaffungskosten, Netzentgelte, EEG-Umlage, Stromsteuer sowie Abgaben an den Staat beeinflussen die Endkundenpreise. Die vom Staat verantworteten Kostenbestandteile müssen langfristig wieder sinken.

Thomas Blechschmidt: Das ist eine schwer haltbare Forderung, da sie einer Kristallkugel entstammen könnte. Der Staat – also die verfasste Gesellschaft –  braucht Einnahmen um arbeiten und wirken zu können. Allerdings sollten Steuern eine dienende Funktion haben, um damit das zu tun, was das Wort sagt: Steuern. Also Lenkungseffekte erzielen und Verhaltensweisen beeinflussen. Und keine obsoleten Strukturen zur großzügigen Alimentierung  politisch installierter Exponenten und deren Förderer aus verschiedenen kapitalstarken Kreisen zu sichern. Aktuell haben wir Neofeudalismus und indirekte Frondienstbarkeiten zu Gunsten kleiner Eliten. War es einst im Mittelalter so, dass der Lehensmann zwei oder drei Tage pro Woche auf dem Gut seines Herrn unentgeltlich zu Arbeiten herangezogen wurde, so arbeitet der durchschnittliche Steuerzahler und anhängig Beschäftigte mehr als die Hälfte der Zeit für den „Staat“ und seine Strukturen. Siehe Steuerzahlerstichtag in der zweiten Julihälfte.

Transparente Energierechnungen müssen Aufschluss darüber geben, aus welchen Bestandteilen sich der zu zahlende Endenergiepreis zusammensetzt.

Zusammenfassung

Die Energieversorgung in Deutschland sollte so dezentral wie möglich und so zentral wie nötig ausgestaltet sein.

Thomas Blechschmidt: „Sollte“ ist zu wenig. Nur eine Forderung als „Conditio sine qua non“ wird der Bedeutung des Mittelstands für die gesamte Gesellschaft gerecht.

Nur so lassen sich die Ziele Wirtschaftlichkeit, Nachhaltigkeit und Versorgungssicherheit miteinander in Einklang bringen. Dezentralität steht dabei für einen Mix aus konventionellen und regenerativen Energieträgern.

Thomas Blechschmidt: Das sind keine Ziele für eine Energiewende, sondern deren bedingende Parameter. Und deshalb leider nur der halbe Ansatz. Komplementär benötigen wir ein verbindliches Phasing-Out-Szenario für Kohlekraftwerke, Ölkraftwerke und Gaskraftwerke, (und natürlich auch für die Beendigung der Nutzung dieser Ressourcen als Brennstoffe für Heizungen). Anschließend ein Phasing-Out für alle regenerativen, um die landwirtschaftliche Übernutzung von Anbauflächen für Energiesubstrate und Biomasse wieder deutlich herunterzufahren.

Erneuerbare Energien sind vor allem mittelständisch geprägt und können dezentral, unter Berücksichtigung der regionalen Gegebenheiten, effizienter und wirtschaftlicher eingesetzt werden. Dies fördert den Technologiewettbewerb und stärkt die regionale Wertschöpfung. Ein dezentrales Energiekonzept steht für langfristig stabile Preise.

Thomas Blechschmidt: Sie stimmen mir ja doch noch zu!

Mit sinkenden Stromgestehungskosten können Vorrangregelung und Einspeisevergütung entfallen.

Thomas Blechschmidt: Einspeisevergütungen durchaus. Vorrangregelung erst dann, wenn alle direkten und indirekten Subventionen und Steuervergünstigungen für degenerative Energieträger und Energiequellen abgebaut und wirksam unterbunden sind sowie ein ausreichendes Netz an Speichern steht. Erst dann herrscht wirklich Chancengleichheit. und generative können ihre Vorteile voll ausspielen. Ein Arbeitspreis für Strom unter 15 Cent / kWh ohne Add-Ons wie Netzentgelte, Steuern, etc. wird allerdings dann nicht möglich sein.

Um die Wettbewerbsfähigkeit für kleine und mittlere Unternehmen zu erhalten, muss der Strompreis von unnötigen Abgaben an den Staat befreit werden.

Thomas Blechschmidt: Der Staat ist nicht das Problem. Das Problem sind die vielen direkten und indirekten Belastungen und Umverteilungen: Energiesteuerbefreiung für Kohle, Subvention des Kohleabbaus, Sicherung der Kohle-Arbeitsplätze aus Drittmitteln, Fonds, etc. Subventionen und Beihilfen für Kernenergie, Kostenübernahme für die Schaffung der notwendigen Infrastrukturen, Entlastung von Altlastenentsorgung, Subventionen für Flächenwiederherstellung, Flächenentsiegelung, Atommülllagerung, Altschuldenabbau für Bundesanleihen, die für den Aufbau der Versorgung mit Kernenergie aus den 70ern noch immer weiter anliegen, Finanzierung der Freizertifikate für die Kohleverbrenner, etc.

Zusätzlich sollte ein Teil der anfallenden Netzkosten gemäß dem Verursachungsprinzip umgelegt werden.

Thomas Blechschmidt: Genau umgekehrt: Das Netz ist besser kommunal und gemeinschaftlich über lokale Genossenschaften zu finanzieren. Transportkosten und vor allem Anschlussleistungen sind von den Nutzern zu bezahlen und dadurch Teil der Refinanzierung. Eine Umschichtung auf die „Verursacher“ sprich Kraftwerke würde lediglich die Kosten dort auflaufen lassen aber über die Preise doch wieder bei den Abnehmern ankommen.

Der wiederauflebende Wettbewerb auf den Erzeugermärkten schützt zusätzlich vor unnötigen Kosten. Die Systemintegration der Erneuerbaren Energien kann durch die Einführung einer Stetigkeitsprämie sowie die Ausweitung der Forschungsmittel für Speichertechnologien beschleunigt werden. In Verbindung mit einem intelligenten Lastmanagement bleiben Versorgungssicherheit und Netzstabilität erhalten.

Thomas Blechschmidt: Vor allem in Verbindung mit mobilen (E-Mobility . I.D.E.E.-Konzept) und stationären (Gewerbebetriebe, Bürogebäude, MFH, EFH) Akkuspeichern.

Ich danke dem BVMW für das aufschlussreiche Positionspapier.

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