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Zur Definition der „technisch-wirtschaftlichen Lebensdauer“ von Investitionsgütern.

Zur Definition der

technisch-wirtschaftlichen Lebensdauer“

von Investitionsgütern.

Einführung:

Anlass ist die Einführung des Begriffs als wesentlich bestimmenden Parameter durch die Bundesnetzagentur (BnetzA) anläßlich der Konsultation zum Szenario-Rahmen-Entwurf (SRE) der Übertragungsnetzetreiber (ÜNB) 2019 – 2030 bis 14.02.2018.

Die BnetzA hatte ein Begleitdokument zur Konsultation mit einem kurzen Fragenkatalog veröffentlicht und um Beantwortung der Fragen gebeten. Eine der Fragen bezog sich auf die Beurteilung der Annahmen zur „technisch-wirtschaftlichen Lebensdauer“ der einzelnen Anlagen, technischen Elemente und Bauteile im Energiesektor ganz allgemein.

Die Problemstellung besteht nun darin, dass es weit und breit – auch in anderen Sprachräumen – keine verbindliche Definition gibt, was konkret unter „technisch-wirtschaftlicher Lebensdauer“ zu verstehen ist.

Die BNetzA hat auf entsprechende Nachfrage bei einem öffentlichen Konsultationstermin in Ingolstadt geantwortet, sie habe das für sich selbst definiert. Allerdings war der Vertreter der BNetzA nicht in der Lage zu erläutern, auf welcher Grundlage.

Da es keine derartige Definition gibt, die Einzeldefinitionen über die beiden begrifflichen Adjektive technisch und wirtschaftlich jedoch regelmäßig unvereinbar sind – es ist schlicht kein unabhängig festgelegter gemeinsamer Nenner respektive Bezugspunkt vorhanden – wird so eine Vorgehensweise unvermeidlich zu unlösbaren und überflüssigen Auseinandersetzungen führen, da ja folglich jedermann seine eigene Definition formulieren kann und dementspechend jeder auch sein eigenes Ergebnis bei der Sachverhaltsprüfung erhält.

Aktuelle Methodologie:

Fraglos gibt es sowohl für die technische als auch die wirtschaftliche Lebensdauer jede Menge Beispiele.

Für eine technische Anlage, wie eine Maschine oder ein Fahrzeug, gilt dann das Ende der Lebensdauer als erreicht, wenn sie ohne größere Reparaturen nicht mehr arbeitsfähig gehalten werden kann. Je nach Typ der Anlage, Nutzungsgrad und nicht zu vergessen, dem Maß der technischen Weiterentwicklung nachfolgender Generationen der betreffenden Technologie wird die technsiche Lebensdauer stets höchst unterschiedlich ausfallen.

Die berühmte, seit 1904 durchgehend funktierende Glühbirne in einem New Yorker U-Bahnhof oder das älteste Taxi der Welt, ein Mercedes Benz mit originalem Dieselmotor und mittlerweile über 2 Millionen Kilometern Laufleistung in Portugal, sind zwar bemerkenswerte Einzelstücke, taugen jedoch eben deshalb leicht verständlicher Weise nicht als Maßstäbe.

Sogar ein Linde-Kühler, die erste Wärmepume / Kältemaschine der Welt läuft noch heute nach weit über hundert Jahren in einer Münchener Großbrauerei und produziert Stangeneis. Unschlagbar effektiv.

In der Praxis geht man also von Erfahrungswerten aus und schätzt bei Neuinvestitionen a priori die voraussichtliche Lebensdauer – in der Regel in Monaten – ab. Dadurch kann man bezogen auf die Investionvolumina einen Monatsbetrag berechnen, der einer gedachten, technisch bedingten Ertragseinbuße durch Alterung entspricht.

Dieser wird laufend mit den Kosten für Verschleiß und Ersatz wesentlicher Komponenten verglichen. Erreichen diese regelmäßig pro Monat einen Wert, der höher liegt als die genannte rechnerische Ertragseinbuße, erreicht die Anlage das Ende ihrer Lebensdauer.

Als zweites Kriterium ergibt sich daraus ein laufend sinkender technischer Restwert. Fällt eine Reparatur an, die diesen Restwert übersteigt, ist das Ende der Lebensdauer ebenfalls errreicht.

Dieses Modell ist pragmatisch, hat sich bewährt, läßt Raum zur Planung, beruht auf Erfahrungswerten und ist für jedermann nachvollziehbar.

Mit der Erhöhung der Komplexität technischer Anlagen wurde diese Methode auf die detaillierte Betrachtung der wesentlichen Komponenten ausgeweitet. An die Stelle der Erfahrungswerte treten zunehmend mathematische Modelle, was zu einer exakten und berechenbaren Austauschplanung führt. Wobei allerdings – je nach Gewichtung der Risikofaktoren innerhalb solcher mehr theoretischen Schreibtischtätermodelle – eine dadurch bedingte zunnehmende Austauschrate voll funktionsfähiger Komponenten oder gar ganzer Anlagen zu beobachten ist.

Festzuhalten bleibt: Die technische Lebensdauer ist erschöpft, wenn die Reparaturen zum Erhalt der Funktion teurer sind, als die vorgestellte, je Monat ermittelte Ertragseinbuße aus dem technischen Wertverlust durch Alterung oder eben eine größere Reparatur den Restwert übersteigt.

Ganz anders jedoch verhält es sich bei der wirtschaftlichen Lebensdauer. An allererster Stelle steht die Frage. Für wen?

Denn hier gilt es zwei Dimensionen vergleichend zu betrachten, von denen die umfassendere meist unbeachtet bleibt:

Die Volkswirtschaftliche Betrachtung fällt regelmäßig unter den Tisch. Eine Unterlassungssünde, die einer staatlichen Behörde eigentlich niemals unterlaufen dürfte. Auch dann nicht, wenn sie einen klar begrenzten staatlichen Auftrag zu haben glaubt.

Es regiert uneingeschränkt die betriebswirtschaftliche Betrachtungweise, die sich auf das Kriterium der Abschreibung bezieht. Abschreibung meint einen bilanziellen und steuerlich wirksamen Wertverlust, welcher über einen nach unterschiedlichsten Kriterien gewählten Divisor, der Investition, in unseremFall der technischen Anlage, zugewiesen wird.

Dieser virtuelle Wertverlust der AfA (Abschreibungen für Aufwendungen) entspricht dem Faktor, der bei der

technischen Betrachtung als Ertragseinbuße betrachtet wird.

Beides sind Summanden, die in Bilanzen, G&V, oder P&L als Kosten verwendet und gebucht werden könnten. Im Unterschied zum Wertverlust aus Abschreibung jedoch gilt eine technisch begründte Ertragseinbuße nicht als Kosten. Es muss stets eine begründete und zugelassene Abschreibung sein. Das ein oder andere Mal mögen die anzusetzenden Beträge zufällig übereinstimmen oder wenigstens nahe beeinander liegen, eine verläßliche Regel ist das indessen nicht.

Festzuhalten ist: Wirtschaftliche Abschreibung entspricht keineswegs der technischen Realität.

Kaufmännische Abschreibesätze und Abschreiberegeln verfasst und erläßt der Gesetzgeber – ohne explizite Berücksichtigung der Technik. Darüber hinaus haben Behörden wie Finanzämter, das BAFA und andere, Ermessensspielräume bei der Festlegung der Abschreibedauern.

Um das Spiel nun vollends zu verkomplizieren, gibt es verschiedenste Sonderabschreibungen für förderwürdige Investitionen, die nun überhaupt nichts mehr mit der technischen Funktion des geförderten Technologie zu tun haben, wie zum Beispiel die energetische Sanierung von Wohngebäuden.

Als Sahnehäubchen obendrauf dann noch die degressive statt der linearen Abschreibung, bei der der buchhalterische Wertverlust Anfangs sehr viel höher ist und dann umgekehrt exponentiell abnimmt.

So verwundert es nicht, dass man, wenn man sich berufen Fühlende nach der Abschreibedauer, genauer gesagt nach der Lebensdauer gemäß Abschreibedauer frägt, Sätze zu hören bekommt, wie:

In der Regel nimmt man…

…20 Jahre an,…(für ein Gaskraftwerk, eine Gastherme, eine PV-Anlage, ein Windrad…)

… oder 40, oder 45, oder 50,… (für Kohlekraftwerke oder AKW)…

… 10 Jahre beträgt der pauschale Abschreibeansatz auf alles in der Volkswirtschaft … (ob aus Rechenfaulheit oder mangels Daten, sei dahingestellt)…

… und für Bürotechnik und intensiv genutzte Fahrzeuge mit hoher Laufleistung sind es 5 Jahre, die man beim Finanzamt auch auf 3 herunterhandeln kann.

Als ob es ein Supermarktregal mit beliebiger sinnbefreiter Auswahl an Abschreibesätzen gäbe.

Kurz und gut: Einen brauchbaren und unbestreitbaren Ansatz für „technisch-wirtschaftliche Lebensdauern“ gibt es nicht. Noch nicht.

Von daher hier mein Ansatz, der durch voranstehende Erläuterungen sehr eingänglich begründet ist:

1. Es gibt keinen gemeinsamen Bezugspunkt. Ergo gilt das Postulat:

„Für die Ermittlung einer technisch-wirtschaftlichen Lebensdauer oder Betriebsdauer gilt: Technisch erwartbare Lebensdauer = wirtschaftliche Lebensdauer!“ Damit ist der gemeinsame Bezugspunkt definiert.

2. Daraus folgt. „Abschreibeverlustzuweisung = Ertragseinbuße durch technische Alterung!“ Der Gesetzgeber hat diese Regel verbindlich zu setzen. Finanzämter und andere Behörden haben sich mit engem Ermessensspielraum daran ebenso zu halten, wie Banken und andere Finanzierer.

3. Für die weitere technische, betriebs- und volkswirtschaftliche Beurteilung technischer Analgen gilt vollumfänglich die internationale Norm DIN EN ISO 50001 für Energieffizienz.

Sie enthält eine detaillierte Beschreibung und einzuhaltende Vorgehensweise für die Zertifizierung jeder energetischen Anwendung und Technologie zum Nachweis der spezifischen Energieffizienz. Diese Norm schreibt zwar keine Effiezienzziele vor, sie liefert jedoch einen allgemein verbindlichen und international anerkannten (gemäß der DIN-Klassifizierung auch für die BRD gültig) Rahmen zur Ermittlung aller notwendigen Parameter. Bis hin zu der verpflichtenden Festlegung, dass die Amortisationszeit einer hocheffizenten Anlage stets der zu erwartenden technischen Lebensdauer entspricht.

Diese Norm verhindert damit die willkürliche Benachteiligung hocheffizienter und in der Regel deutlich investitionsintensiverer Technologien zu Gunsten einer verbindlichen, nachhaltigeren Bewertung.

Umgekehrt bedeutet das, dass die anzulegende Lebensdauer ebenfalls von der Energieeffizienz abhängt. Dabei referenziert die DIN EN ISO 50001 explizit die Primärenergieeffizienz. Die jeweils schlechtesten Anlagen und Komponenten können danach nicht mehr baugleich oder technologiegleich ersetzt werden.

Das bedeutet, dass sich anzusetzende Lebensdauer einer Anlage sofort und schlagartig verkürzt, wenn ihre Technologie in einer gedachten „primärenergetischen Effizienztabelle nach hinten durchgereicht“ wird. Die Abschreiberaten können dann im Gegensatz zu heute zum verkürzten Lebensende hin erhöht werden, wobei die höheren Raten an den Investitionskosten der aktuell besten sektorspezifischen Technologie ausgerichtet werden.

Dieser Vorschlag ist eine Forderung. Sie beinhaltet die umgehende Umstellung aller Analyseverfahren im Energiesektor entsprechend der genannten Fundamentalsätze und der DIN EN ISO 50001.

Zusammenfassend:

– Technisch erwartbare Lebensdauer in Monaten = verbindliche Abschreibezeit

– Technisch erwartbare Lebensdauer und Monaten= anzusetzende wirtschaftliche Lebensdauer

– Technisch erwartbare Lebensdauer = erste größere Reparatur übersteigt Restwert der Anlage.

– Wirtschaftlichkeitsberechnung (Amortisation) muss zwingend der TLCC-Methode folgen (Total Life Cycle Cost). Willkürlich verkürzte Anforderungen an die Amortisation sind unzulässig.

14.02.2018

Thomas Blechschmidt

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25. Netzstrukturdaten:

25. Netzstrukturdaten:

25.1. Vgl. Netzstrukturdaten 2013, S. 24

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

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

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

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

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

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

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

121 TWh, davon 14 TWh Wärmestrom, S. 189

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

Zählpunkte SLP insgesamt 50.298.514, 161 TWh, S. 189

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

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

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

Gesamtabnahme. 427 TWh, S. 189

!!! Wo ist eigentlich der Rest?

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

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

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

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

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

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

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

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

In diesem Zusammenhang vgl. auch den Bericht 2016:

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

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

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

Aber es kommt noch besser:

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

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

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

 

24. Wettbewerb:

24. Wettbewerb:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

23. Fehleinschätzung der Rolle der EEG-Umlage:

23. Fehleinschätzung der Rolle der EEG-Umlage:

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

2016 hört sich das dann so an:

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

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

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

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

23.3. Energiebeschaffung und Vertrieb entfallen 24,7%.

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

23.5. Alle Umlagen und Abgaben:

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

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

Ohne direkte Netzentgelte.

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

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

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

22. Preise:

22. Preise:

22.1. Neu ist die Unterteilung der Kleinverbraucher in Abnahmebänder:

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

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

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

Band IV: jährlicher Stromverbrauch 5.000 bis 10.000 kWh

S. 201, S. 204

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

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

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

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

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

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

22.4. Gewerbekunden 22 ct/k, S. 22

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

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

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

SLP: Bis 100 MWh, S. 148

Grundversorgte 30,5 ct / kWh S. 164

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

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

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

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

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

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

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

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

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

21. Konsumentenverhalten:

21. Konsumentenverhalten:

21.1. Stromsperrungen

344.798 tatsächliche Stromsperrungen 2013, S. 22,

312.059 tatsächliche Stromsperrungen 2011, S. 197,

321.539 tatsächliche Stromsperrungen 2012, S. 197,

344.798 tatsächliche Stromsperrungen 2013, S. 197,

351.802 tatsächliche Stromsperrungen 2014, S. 197,

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

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

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

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

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

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

21.3. Wechselquoten 2015:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

20. Market structures:

20. Market structures:

20.1. Vertragsstrukturen 2013, S: 148

Struktur Sales Im Monitoring 2014 als Lieferantenstruktur bezeichnet.

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

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

2015: 2.200 kWh

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

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

2015: 2.900 kWh

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

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

2015: 2.900 kWh

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

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

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

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

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

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

19. Import & Export:

19. Import & Export:

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

2014 = 21.200 MW, S. 142

2015 = 19.652 MW, S. 142

19.2. Stromaustausch Import-Export von

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

2013 = 86,4 TWh S. 20

2014 = 83,9 TWh S. 23

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

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

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

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

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

Der Handelssaldo ist trotzdem weiter angestiegen, …

Export im Vergleich zum Import zugelegt S. 23

gesunkene Übertragungskapazitäten häufiger ausgenutzt. S. 23

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

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

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

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

19.7. Vertragsstruktur 2013 / 2015 S. 201

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

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

  • Grundversorgung beim Grundversorger 2013 33%

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

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

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

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

18. Ökostrom:

18. Ökostrom:

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

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

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

17. Wärmestrom:

17. Wärmestrom:

Heizstrom, eine homöopathische Medizin: S. 175

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

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

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

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

Wärmepumpenstrompreis 2015: 21,33 ct/kWh.

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

Auch hier divergierende Zahlen im gleichen Bericht!

Arithmetisches Mittel 2013 20,6 ct / kWh

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

Vorjahresniveau 20,42 ct/kWh.

Wärmepumpe: 21,33 ct/kWh (inkl. USt),

Vorjahresniveau 20,43 ct/kWh.

Arithmetisches Mittel 2015 21,1 ct / kWh

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

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

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

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

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