Archiv für den Monat: Oktober 2017

Allgemein, Zeitgenössisches

My Ancestors – as far as I can trace them

Ancestors – Antecedentes – Vorfahren – Ancêtres

Once interesting for me – Und día me interesaba –  Was mich ein wenig interessiert hat – Ce qu’était un jour d’intérêt pour moi

 

How far can I trace back my genetic ancestors?

Hasta donde, ó cuando, puedo descubrir, ¿quiénes eran mis antecedentes?

Bis wohin in Zeit und Raum kann ich meine Vorfahren zurückverfolgen?

Jusque a que point ne il serait possible de retracer mes ancêtres ?

 

With the parents this is easy

Respecto a los padres no es un gran esfuerzo

Bei den Eltern ist das noch ziemlich einfach

Avec les parents c’est bien simple

Mother – Madre – Mutter – Mère

My mother: Christa Luise, illegitimate daughter of housewife Maria Guggenberger, Memmingen, * 25.03.1944 – † 16.08.1999. Her Dad was only known as French POW, M. „Martin“, captured in June 1940 and set prisoned in STALAG VII B until liberation in April 1945. Remarkable that Grandma did not hesitate to have another daughter with him, born in October 1945. After war he was hindered to see his family by Grandmas relatives. Further research at German and French authorities did not deliver a result. Unfortunately, here is no POW-list available of this STALAG.

Mi madre, Christa Luise, hija ilegítima de Maria Guggenberger, sin profesión, Ciudad de Memmingen. * 25.03.1944 – † 16.08.1999. Su padre era prisionero de guerra solamente nombrado Sr. Martin, Frances, capturado en Junio de 1940 y liberado en Abril de 1945. Remarcamos: Mi abuela en esa epoca de nazismo y nacionalismo tenía coraje de tener otra hija mas con el, que nació en octubre 1945. Después de la guerra los hermanos de mi abuela impidieron toto contacto de mi abuelo real con su familia alemana. Desafortunadamente no lista de los internados en este STALAG es disponible.

Meine Mutter: Christa Luise, uneheliche Tochter der Hausfrau Maria Guggenberger aus Memmingen, * 25.03.1944 – † 16.08.1999. Ihr Vater nur dem Hörensagen nach namentlich benannt: Martin, Französischer Kriegsgefangener von Juni 1940 bis zur Befreiung im April 1945, im STALAG VII B Memmingen. Bemerkenswert ist, dass meine Großmutter nicht gezögert hat, eine weitere Tochter mit ihm zu bekommen, die im Oktober 1945 geboren wurde. Martin wurde von der restlichen Familie meiner Großmutter nach dem Krieg daran gehindert, sich um die Geliebte und um die gemeinsamen Töchter zu kümmern. Leider gibt es bisher keine öffentlich zugänglichen Listen der PWO in diesem STALAG.

 

Ma mère : Christa Luise, fille illégitime de Maria Guggenberger, sans profession, ville de Memmingen, * 25.03.1944 – † 16.08.1999. Son père était á peine connu sur le nom Martin, capturé en Juin 1940 et libéré en avril de 1945. Remarquable : Ma grand-mère tenait le courage de tenir une autre fille avec lui, né en Octobre 1945. Depuis de la guère les frères de ma grand-mère empêchaient lui de contacter es se préoccuper de sa famille allemande. Malefortune : Il n’y a pas une liste publique des prisonniers de ce STALAG.

Father – Padre – Vater – Père

My father: Helmut Lorenz Blechschmidt, geboren * 27.03.1941 – † 27.10.2012, son of an operator of German imperial railway, Lorenz Blechschmidt and farmers daughter Anna Blechschmidt, born Stolz from Eglhausen.

Mi padre, Helmut Lorenz Blechschmidt, * 27.03.1941 – † 27.10.2012. Hijo de un operador del ferrocarril imperial alemán, Lorenz Blechschmidt de Monaco de Bavaria y la gaucha Anna Blechschmidt, nacida Stolz de Eglhausen.

Mein Vater: Helmut Lorenz Blechschmidt, geboren * 27.03.1941 – † 27.10.2012, Sohn des Reichbahners Lorenz Blechschmidt und der Bauerntocher Anna Blechschmidt, geborene Stolz aus Eglhausen.

Mon père : Helmut Lorenz Blechschmidt, * 27.03.1941 – † 27.10.2012, fils de l’opérateur du chemin de fer impérial d’Allemagne et de la paysanne Anna Blechschmidt, né Stolz de Eglhausen.

 

Grandmothers and Grandfathers – Abuelas y Abuelos – Großmütter und Großväter – Grand Mères et Grands Peres:

Grandmother Mothers side: Maria Guggenberger, * 08.06.1919 to † 12.11.2004 nothing detailed is known. She lived in Memmingen, got two illegitimate daughters with a French POW, what to do was extremely dangerous in Nazi-time, legitimated the daughter by a marriage with a German Wehrmacht General, who died before end of war at eastern front. After war she married a German PWO coming back from his prison-ship in France, a former member of armed SS.

De la parte maternal mi abuela a Maria Guggenberger, * 08.06.1919 – † 12.11.2004 no dejó mucha información. Vivió en Memmingen, parió dos hijas de un prisionero de guerra francés, lo que era realmente peligrosísimo en la época Nazi, legitimó sus hijas casándose con un General de la Wehrmacht, quien murió antes el fin de la guerra en la frente rusa. Mas tarde se casó con un ex-miembro de la SS armada qui volvió de su tiempo como prisionero de guerra.

Du part de ma Grand-mère Maria Guggenberger, * 08.06.1919 – † 12.11.2004 les informations sont très rares. Elle vivait á Memmingen, a donné naissance à deux filles d’un prisonnier de guerre français, un fait en réalité très dangereux pendant le régime Nazi. Ella a légalisé les filles par une mariage avec un Général de la Wehrmacht qui depuis était tué en Russie combattant a le front de l’Est. Finalement elle s’était marie avec un retournant membre de la SS armé d’emprisonnement de guerre.

Grandmother father’s side: Anna Stolz, * 09.11.1919 – † 21.02.1970 there is not much information public available. She was born in a huge farmers family in Bavaria, married her husband Lorenz as a chance to move to Munich and the cities better chances and got two children with him. Her husband’s early death left her alone after WWII and her next partner begot three more children with her. Her life was anything but lucky, positive and easy. She died early at age of 52.

Abuela de parte de mi padre: Anna Stolz, * 09.11.1919 – † 21.02.1970. De su parte tampoco hay mucha información publicada. Nació como hija de un paisano en una familia bastante grande., se casó con su marido Lorenz, también para obtener la occasion de mudarse a Monaco de Bavaria, donde había mejores condiciones de vida.  La muerte temprana de su marido la dejó en condiciones poco favorables y su próximo novio tenia tres hijos ma con ella. Su vida nunca resultaba feliz, positiva ó agradable. Se murió también bastante joven a la edad de 52 años.

Großmutter väterlicherseits: Anna Stolz, * 09.11.1919 – † 21.02.1970. Auch über sie gibt es nicht viele einfach zugänglichen Informationen. Sie wurde als Bauerntochter in eine riesige Familie geboren, heiratete ihren Mann Lorenz, auch um die Chance zu ergreifen, nach München zu ziehen, wo die Lebensbedingungen und Chancen deutlich besser waren. Der sehr frühe Tod ihres Mannes nach dem Krieg lieferte sie einer äußerst prekären Situation aus. Ihr neuer Partner zeugte drei weitere Kinder mit ihr. Ihr Leben entwickelte sich deshalb aber keineswegs glücklich, positive oder angenehm. Sie starb ebenfalls relativ jung mit 52 Jahren.

Grand-mère du part paternel : Anna Stolz, * c09.11.1919 – † 21.02.1970 les informations sont aussi très rares. Né comme fille d’un paysan dans une famille énorme s’était marié avec son homme Lorenz, aussi pour obtenir l’occasion de migrer á Monaco en Bavière ou les possibilités de vie étaient beaucoup plus mieux que dans la province. La mort très tôt de son mari l’a jeté dans des conditions peu favorables et son partenaire prochaine tenait trois autres enfants avec elle.  Sa vie jamais était heureuse, positive ou agréable. Elle mort aussi relativement á 52 ans.

 

Grandfather mother side – abuelo de parte maternal – Großvater mütterlicherseits – Grand-père du part maternel

From my mother’s real father nothing is known and the maternal family decided not to talk about him. French POW. With the time the one or other information was leaked and trickled down, but even this sparse information did not lead to more knowledge.

De parte de mi abuelo maternal no existe casi ninguna información y la familia decidió no hablar de la historia. El era francés y prisionero de guerra. Con los años la una o otra información sobrepasó los muros de silencio y logró la próxima generación. Lamentablemente estas informaciones muy magras no abrieron puertas para reconocer mas.

Über meinen Großvater mütterlicherseits ist leider so gut wie gar nichts bekannt. Die Familie handhabte das Thema mit ehernem Schweigen über die Geschichte und wollte nicht über in sprechen. Mit den Jahren sickerten jedoch Informationen durch, die die Mauer des Schweigens durchdringen konnten und erreichten die nächste Generation. Leider genügten die spärlichen Informationen nicht, um doch noch mehr herauszufinden.

Concernant mon grand-père du part maternel il n’y pratiquement pas d’informations. La famille á décidé de jeter le manteau de silence sur l’histoire et de ne jamais parler des faits. Avec les années l’un ou l’autre information passait le mur de silence et arriverait la generation prochaine. Lamentablement ses informations n’étaient pas assez pour détecter plus des détails.

Grandfather paternal side was Lorenz Blechschmidt, * 30.09.1919 – † 21.12.1946, born in Munich, died in Gerolsbach. He was railway operator and participated at WWII in Arika Korps.

Mi abuelo paternal era Lorenz Blechschmidt, * 30.09.1919 – † 21.12.1946, nació Monaco de Bavaria y se murió en Gerolsbach. El era operador del ferrocarril y participio en la segunda guerra mundial en el Afrika-Korps

Mein Großvater väterlicherseits war Lorenz Blechschmidt, * 30.09.1919 – † 21.12.1946, in München geboren, starb er in Gerolsbach. Er war Fahrdienstleiter bei der Reichsbahn und nahm am Krieg als Soldat des Afrikakorps teils.

Mon Grand-père paternel était Lorenz Blechschmidt, * 30.09.1919 – † 21.12.1946, né á Munich mort é Gerolsbach. Lui était opérateur de chemin de fer et il a participé á la guerre comme soldat du Afrika-Korps.

Generation III – Generación III – Generation III – Génération III

In generation III there are indeed not many ancestor branches left. Mother side is completely a dead end, father side is reduced to grandfather only.

Lorenz Blechschmidt‘s father is known as Johann Adam Blechschmidt, professional  formation in precise engineering * 11.11.1889 – † 25.02.1925 and his wife Rosa Fichtl (Fichtel), secretary * 29.10.1889 – † 16.02.1979

El padre de Lorenz Blechschmidt se llamó Johann Adam Blechschmidt, formación de ingeniero de precisión *11.11.1889 – † 25.02.1925 y su esposa era Rosa Fichtl (Fichtel), secretaria profesional, * 29.10.1889 – †16.02.1979

Der Vater von Lorenz Blechschmidt war Johann Adam Blechschmidt, ausgebildet als Feinmechaniker, *11.11.1889 – † 25.02.1925 und seine Frau war Rosa Fichtl, (Fichtel) Verwaltungssekretärin, * 29.10.1889 – † 16.02.1979

Le père de Lorenz Blechschmidt était Johann Adam Blechschmidt, formé comme mécanicien de précision, * 11.11.1889 – † 25.02.1925 et sa femme Rosa Fichtl (Fichtel), secrétaire d’administration, * 29.10.1889 – † 16.02.1979.

Generation IV – Generación IV – Generation IV – Génération IV

Johann Adam Blechschmidt‘s legal father as well is known as Johann Adam Blechschmidt, Oberkotzau, cellerar, (winemaker and brewer) * xy.05.1861 – † 09.07.1898 and his wife Augustina Katharina Rabenstein,  unformatted worker, * 19.09.1865 – † 05.12.1928.

El padre legal de Johann Adam Blechschmidt también era conocido nombrado Johann Adam Blechschmidt, Oberkotzau, cellerar, (bodeguero y cervecero) * xy.05.1861 – † 09.07.1898 y su esposa Augustina Katharina Rabenstein, obrera sin profesión, * 19.09.1865 – † 05.12.1928.

Johann Adam Blechschmidts legaler Vater trug ebenfalls den Namen Johann Adam Blechschmidt, Oberkotzau * xy.05.1861 – † 09.07.1898, war Kellermeister in Erlangen (bi-professional als Weinmacher und Brauer) und dessen Frau Augustina Katharina Rabenstein, ungelernte Arbeiterin, * 19.09.1865 – † 05.12.1928.

Le père légal de Johann Adam Blechschmidt s’appelait aussi Johann Adam Blechschmidt, était vigneron et brasseur à Erlangen, * xy.05.1861 – † 09.07.1898 et sa femme Augustina Katharina Rabenstein, ouvrière sans profession, * 19.09.1865 – † 05.12.1928.

 

Generation V – Generación V – Generation V – Génération V

The older Johann Adam Blechschmidt was declared legal father of the younger Johann Adam Blechschmidt five years after his death in 1898 by courts (Fürth)  legal act in 30.06.1903. Even if marriage took place in the younger’s birthyear, it is not sure and very questionable if the older one genetically was the younger one’s father. Thus, paternal lines are not further traceable, even if surname coincidence may suggest, that they have been father and son even genetically.

Johann Adam the elder parents have been economist Michael Blechschmidt from Hof and his wife Margaretha Groh.

Johann Adam Blechschmidt el mayor fue declarado padre de Johann Adam Blechschmidt menor por acto legal de corte (Fürth) cinco años después de su muerte en 1898 en el año 30.06.1903. Ni siquiera que el casamiento fue celebrado en el año, cuando el menor nació, no es seguro que el mayor era el padre genético del menor. De esta manera las líneas paternales no son mas trazables, aunque la coincidencia de los nombres sugiera que los dos genéticamente eran padre y hijo. Los padres de Johann Adam el mayor eran el economista Michael Blechschmidt, de la Ciudad de Hof y su esposa Margaretha Groh.

Johann Adam Blechschmidt der Ältere wurde fünf Jahre nach seinem Tod durch Gerichtsbeschluss vom 30.06.1903 (Fürth) zum Vater von Johann Adam Blechschmidt dem Jüngeren erklärt. Dennoch kann die genetische Vaterschaft nicht als sicher angenommen werden, auch wenn die Heirat im Geburtsjahr des jüngeren stattfand, ist es nicht gesichert, dass der Ältere der genetische Vater des Jüngeren war. Aus diesem Grund sind die männlichen Abstimmungslinien nicht weiter nachverfolgbar. Die Eltern von Johann Adam Blechschmidt dem Älteren waren Michael Blechschmidt, Ökonom aus Hof und seine Frau Margaretha Groh.

Johann Adam Blechschmidt mayeur étai déclaré père du Johann Adam Blechschmidt mineur cinq ans depuis de sa morte par une acte judicaire du court (Fürth)t le 30.06.1903. De toute manière la paternité génétique ne peut pas estimée un fait. Pour ça les lignes paternelles ne sont plus retraçables. Les parents de Johann Adam Blechschmidt mayeur étaient l’économiste Michael Blechschmidt de la ville du Hof et sa femme Margaretha Groh.

Formal epilogue – epilogo formal – formeller Schlusspunkt – épilogue formelle

Even on Johann Adam’s the elder side, traceable lines are not easy to follow. His mother as well was illegitimate child of Maria Margaretha Knauer and Martin Rabenstein, who later married Maria Margaretha Knauer and had another daughter with her.  Rabenstein is noted as citizen and unformal worker in Albertshofen at Main near Würzburg. There is a rumor of this Blechschmidt branch being blue blooded through a strange document while Nazi-regime, when people had to prove their genetic descendance from pure “Arian race”, better to say prove not to have ”Jewish blood”. https://de.wikipedia.org/wiki/Rabenstein_(Adelsgeschlecht)

https://de.wikipedia.org/wiki/Rabensteiner_zu_D%C3%B6hlau

But the noble lines of Rabenstein ended in 1643 and 1742 without descendants.

In this document the name Rabenstein is carried with the gentry appendix “von”. Older documents do not show this value aggregation attempt. That is all I have for now. Maybe I try to get back on maternal lines a little later. For the moment not. Archives should make their information available for public online without charging fees for information.

Aunque de lado de Johann Adam Blechschmidt líneas trazables no se muestran fáciles a seguir: Su madre también era hija ilegitima de Maria Margaretha Knauer y Martin Rabenstein, ubicados en Albertshofen, region de Würzburg, quien mas tarde se casó com Maria Margaretha Knauer, legalizó Katharina y tenia otra hija con Margaretha. Rabenstein era obrero sencillo diario. Existe el rumor que esta rama de la familia Blechschmidt tenga sangra azul, viniendo de la nobleza antigua de los Francos. https://de.wikipedia.orga/wiki/Rabenstein_(Adelsgeschlecht)

https://de.wikipedia.org/wiki/Rabensteiner_zu_D%C3%B6hlau

El único documento donde el apellido lleva el appendice «von» que significa nobleza es un documento de la epoca nazi, donde un otro hijo de ser ario. Otros documentos no llevan ningún indice que alguien trato de implementar este appendice.

Las líneas de los Rabenstein se terminaron sin descendentes an 1643 y 1742.

Eso es todo que tengo hasta ahora. Probablemente voy a tratar de trazar las huellas de las ramas maternales mas tarde. Por el momento no. Yo pienso que las autoridades abrirán todos archivos y pongan las informaciones públicamente accesible online.

Auch wenn man den verfolgbaren Linien auf der Seite des Johann Adam Blechschmidt nicht leicht folgen kann: Auch seine Mutter war die uneheliche Tochter einer Maria Margarethe Knauer und eines Martin Rabenstein, wohnhaft in Albertshofen im Raum Würzburg, der später Margaretha heiratet und Katharina legalisierte. Rabenstein war einfacher Tagelöhner. Es geht das Gerücht, dieser Zweig der Blechschmidt-Namensfamilie habe daher „blaues Blut“ und stamme aus dem fränkischen Hochadel des Mittelalters.

https://de.wikipedia.org/wiki/Rabenstein_(Adelsgeschlecht)

https://de.wikipedia.org/wiki/Rabensteiner_zu_D%C3%B6hlau

Das einzige Dokument, das auf adlige Abstimmung hinweisen könnte, ist ein Fragebogen zum Ariernachweis des Sohnes Heinrich der Katharina Rabenstein aus der Nazizeit. Alle anderen Dokumente weisen keinerlei Hinweis auf. Da hat wohl jemand versucht, die Abstammung aufzuhübschen.

Sämtliche Linien der Adligen von Rabenstein enden 1643 und 1742 durch Aussterben.

Das ist alles, was ich bisher habe. Vielleicht versuche ich später einmal die genetische Abstammung auf den mütterlichen Linien weiter zurück zu verfolgen. Für den Moment nicht. Ich bin der Auffassung, dass unsere Behörden sich der Aufgabe annehmen sollten, alle Informationen in den Archiven der Vergangenheit zu veröffentlichen und online zugänglich zu machen.

 

Même si on ne peut pas suivre facilement les lignes a côte de Johann Adam Blechschmidt : Sa mère était la fille illégitime de Maria Margaretha Knauer et du Martin Rabenstein, situé au village de Albertshofen dans la région de Würzburg, celui a marié Margaretha un peu plus tard et a légalisé Katharina. Rabenstein était journalier. Il existe la rumeur que ce rame de la famille Blechschmidt a reçu du « sang bleu » de part de Rabenstein et devient donc de la haute, ancienne noblesse franque du moyen age.

https://de.wikipedia.org/wiki/Rabenstein_(Adelsgeschlecht)

https://de.wikipedia.org/wiki/Rabensteiner_zu_D%C3%B6hlau

Le seul document pointent a une descendance noble, c’est une questionnaire pour la preuve d’être arien pour un autre fils de Katharina, Heinrich, pendant l’époque nazi. Tous les autres documents ne montrent ni une fois dans ce direction. Il est bien probable que quelqu’un a essayé d’utiliser cette enquête pour améliorer ses chances et son descendance.

Tous les lignes de la noblesse de Rabenstein se terminent en 1643 et 1742 par extinction.

C’est tout ce que j’ai pour le moment.  Peut-être je vais retourner plus tard pour tracer la piste dans les rames maternelles. Mais pas pour le moment. Je pense que maintenant il est nécessaire que les autorités s’engagent y publient toutes les informations dans les archives pour libre accès online.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Allgemein, Energy - Energie

About unexplainable discontinuities and contradictions between the governmental and administrative levels in the European Union and Federal Republic of Germany

Script of a speech about unexplainable discontinuities and contradictions between the governmental and administrative levels in the European Union and Federal Republic of Germany concerning energy policies and the development of energy union esp. further transmission interconnections.

There are clear discrepancies to observe between the levels EU-FRG (probably any national ones) concerning methodologies, objects of evaluation, suggested technologies, data selection, argumentation and future prognosis about the European policy for electric energy supply. To point this out is objective of this exercise. My comments, thoughts and trolling is held in italic / cursive.

Questionnaire
  • Energy transition, grid development, who’s got still any understanding or fundamental knowledge?
  • Are there real needs for that?
  • What’s the benefit – and what sense does it make?
  • Where is the request coming from?
  • Where the trip goes to?
  • Where should it go to?
What to point out?
  • Orga-Foo – Who’s in charge, for which topic, on EU-level, on national level? – critical diction or wording
  • Power in English addresses both, the electric energy (= physical work in kWh,) as well as the electric performance (in W, KW, MW, GW…), while differently used in German without real understanding the difference.
  • Capacity addresses both in German and English: The energetic yield of a storage or tank, and the delivered power in KW as well.
  • Transmission is understood as transport of performance, while only the physical energy really can be transported. Performance can not be transported, just shifted by a prolongation cable. Everybody on the energy stage should be aware of that.
  • Goals – What are different stakeholder’s objectives? What’s in common / What is different? TYNDP and German Scenario Frame Draft comparison.
  • NN tells when there is no statement to the topic.
Who’s in charge?
  • 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. Goals

Findings in TYNDP 2016

  • 1. … achieve Europe’s climate objectives (TYNDP exec. 2016 p. 3) … VS NN
  • 2. Shift of large quantities RES (TYNDP exec. 2016 p. 3, 6) … VS NN
  • 3. 80% Emission cut off in 2030 (TYNDP exec. p. 3) VS … will be given the accompanying constraint, that the German generation park will release a maximum of 165 Million tons of CO2 by 2030 (2035 137 Mi. to / SRE p. 4,5, 74, 75,) and a reduction of Green-House-Gas (GHG)-Emissions compared to 1990 to 2020 of 40% and till 2030 of 55%. (SRE p. 70) / § 1 EEG-E 2016: 40% to 45% till 2025 / 55% to 60% till 2035 / a minimum of 80% till 2050. This growth might be realized steadily, cost-efficient and grid-suitable.  (SRE p. 80)
  • 4. Minimum 27% RES penetration (TYNDP exec. p. 5) VS RES-increasing level in article § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 (SRE p. 70)
  • 5. Minimum 27% energy savings ((TYNDP exec. p. 3) VS Primary energy consumption cut down between 2008 and 2020 by 20% (SRE p. 5)
  • 6. Congestion reduction of 40% (TYNDP exec. p. 15) VS Existing and forecasted prognosis for congestion cases are to be avoided, mainly to enable the system to integrate the whole energy “produced“ by generators and to transfer it. (SRE p. 77)
  • 7. 2030 Future market design and operation are still to be invented (TYNDP exec. p. 32) VS The actual legal and regulatory framework sets the basic rules and conditions for the, scenario development, because the development of the legal fundament till 2030 or 2035 is as unforeseeable as market prices or the spread of new technologies (SRE p. 73).
  • 8. Security of Supply (= SoS / (TYNDP exec. p. 36, 41) VS the task of NEP basically is basically to plan a grid that can work without expensive re-dispatch efforts (SRE p. 86).
  • 9. Grid development is the core instrument to achieve the energy union objectives VS the BnetzA furthermore conceives that the national economic optimum is based in a German-wide or probably pan-European energy market. The grid serves to realize this market (SRE p. 97).
  • 10. TYNDP 2016 operates with a wider scope: It delivers a transparent picture of the European transmission grid for electricity. VS NN denial of transparency and public access by §12 f ENWG.
  • 11. A push on infrastructure investment with a plus in local generation, storage and demand side response (TYNDP exec. p. 43) VS NN

Findings in Annual Work Programme 2018  SRE

  • 12. Cope of global challenges the world is confronted with: global warming, economic competitiveness and security of supply ((AWP p. 4) VS objectives to be ensured: SoS and environmental issues threatened by to small dimensioned grids (SRE p. 78)
  • 13. fulfill ECs message: Clean energy for all Europeans, November 2016, (AWP p. 7) VS NN
  • 14. Sustainability, SoS, competitiveness and societal welfare (AWP p. 8) VS NN
  • 15. 23 countries in a common day-ahead-market (AWP p. 8) VS the BnetzA furthermore conceives that the national economic optimum is based in a Germany-wide or probably pan-European energy market. The grid serves to realize this market (SRE p. 97).
  • 16. Integration of 260 GW PV & Wind (AWP p. 8) VS EEG objectives
  • 17. 11 GW Demand side response (AWP p. 8) VS NN
  • 18. Maintain SoS – means that it exists (AWP p. 8) VS SoS in single regions even with increasing local RES generation without grid enforcement cannot be guaranteed (SRE p. 97)
  • 19. 1 billion € improvement of societal welfare (AWP p. 8) VS NN
  • 20. ± 120 TWh energy exchange / year (AWP p. 8) VS NN
  • 21. Implementation of a single common European Energy Market (AWP p. 10) VS the BnetzA furthermore conceives that the national economic optimum is based in a German-wide or probably pan-European energy market. The grid serves to realize this market (SRE p. 97)
  • 22. Will lead to a clearly more efficient European market provide benefits for the customers (AWP p. 10) VS NN
  • 23. Customers integration as active market participants (AWP p. 17) VS NN
  • 24. Interconnectivity target for 2030 15% (AWP p. 17) VS NN
  • 25. sustainable energy transition (AWP p. 17) VS NN
  • 26. distributed generation (AWP p. 17) VS NN
  • 27. Global action for Climate (AWP p. 17) VS NN
  • 28. Clear objective is to transform the European energy system in integrated one (AWP p. 20) VS NN
  • 29. Highlighting flexibility, storage and end-to-end-digitalization to integrate the very different technologies and services in the market (AWP p. 20) VS NN
  • 30. ENTSO-E will define a European electricity market model relying on Regulations and Guidelines for the complete grid (AWP p. 26) VS NN
  • 31. BEUC takes care to ensure from the very beginning an exchange with end-customers, to enable their Input on issues concerning them and to prevent them being driven to the end of the whole design process of regulations and guidelines (AWP p. 40) VS NN
  • 32. Cross-border trade increase in day-ahead and intraday-timeframes. (AWP p. 10) VS the BnetzA furthermore conceives that the national economic optimum is based in a German-wide or probably pan-European energy market. The grid serves to realize this market (SRE p. 97)
  • 3. Means: which means are implemented?
  • 1. Transmission (TYNDP exec. p. 3, 43, 45, ff) VS Transmission (2) ÜNB are obliged to determine the needed transmission capacity based on the approved amount of installed generation performance (No. 1) by market simulations for scenarios B 2030 and C 2030 … (SRE p. 5) – (conflict EU-D programmed)
  • 2. Storage (TYNDP exec. p. 3, 43, 45, ff.) VS in the scenarios for first time additional different values for drivers regarding sector coupling, flexibility options and local storage are implemented p. 70; … flexibility option and storage: (SRE p. 88); … But missing storage technologies who are able to… (SRE p. 97)… (storage in German policy still is NO option)
  • 3. Demand side Management (TYNDP exec. S. 3, 6) VS two „understandings“ of „Demand Side Management“: Cut off power, shut down consumer production or power shift: Shut down generation: temporarily „cut off“ of suitable demand, which is no transfer in time to use it in other moments. This will reduce the electricity consumption.

Shift: Suitable performance request will be displaced in location or time. (SRE p. 89), electricity consumption does not change. … (remark the different understanding of the technical and economic importance)

  • 4. Efficiency increase (TYNDP exec. p. 3) VS „Innovation in this context addresses the interdependence of implementation of new technologies in the power sector to increase flexibility and energy- as well as emission efficiency (p. 70); in scenario A 2030 and B 2030 / 2035 and C 2030, additionally efficiency increase of 27,5 TWh and 32,5/42,3 TWh and 55 TWh assumed, which lead to a significant reduction … (SRE p. 74)
  • Findings in Annual Working Programme vs. SRE
  • 5. Detailed assessment sheets for shift and storage projects (AWP p. 3) VS NN
  • 6. EU interconnectivity targets VS (3) To reduce the grid development need TSOs in all scenarios are obliged – based on the approved installed generation performance un cipher 1 – to use for the determination of the needed transportation volume a reduced Fed-in of all Onshore wind-energy-und photovoltaic-generators (existing and new projected) as binding. (SRE p. 5) … Concerning this, the scenarios B 2035 and C 2030 should reach higher increase levels as in § 4 EEG-E 2016, to reach the EEG-Improvement targets of § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 (SRE p. 74)
  • 7. market flow studies (AWP p. 15) VS NN
  • 8. The optimum interconnectivity target for 2030 capacities should “take into account the cost aspect as well as trade potential between the related regions“. (AWP S. 17) VS. NN
  • 9. the target is 15%, respect to the installed capacity in 2030 (AWP S. 17) VS NN
  • 10. Better qualitative and quantitative Benchmarks are to be found, like trade flows, peak loads, and bottlenecks highlighting the needed interconnectivity.“ (EP, ITRE, Dec /15 // AWP S. 17/18) VS already existing and following the request prognosis expected bottlenecks are to be avoided, particularly to enable the system to integrate and transfer the complete energy of all generators (SRE S. 77)
  • 11. Monitoring, forecast and control of distributed RES-Generation and performance management (AWP S. 24) VS NN (better don’t expect management of generation or load of degenerative power plants)
  • 12. Assured implementation of Dynamic Line Rating therefore proves its pan-European relevance VS NN

http://ieeexplore.ieee.org/abstract/document/545961/?reload=true

  • 13. PCI-selection-process, PCI-priority projects can apply to national transmission projects VS NN
  • 14. Second key consists in a better explanation of why’s and how’s of projects VS NN
  • 15. Operative and market design for 2030 still are to invented VS „within the frame of this electricity grid development plan – 2017 version (NEP 2030) for first time a modelling based analysis of national and regional electricity request and load with a high granularity degree is executed“.

(p. 7. Fraunhofer_ISI_2017_Netzentwicklungsplan_Strom).

  • 16. steady state analysis of the TYNDP with a one-hour timeframe resolution (AWP p. 32) VS contrary to approaches at classical electricity applications the demand side management in new applications will not be modelled in a market simulation. Instead a separate load model will be used. (e. g. Emobility / SRE S. 90)
  • 17. Technical devices for frequency and voltage control (AWP S. 32) VS Implementation of „intelligent“ grid technology (by remote control adjustable substation transformers only /SRE S. 77)
  • 18. IT-base technical devices at PV and Wind-generation for inertia simulation and frequency control despite a clearly lower degree of conventional generation VS NN
  • 19. pan-European network-rules for connection (AWP S. 32) VS NN
  • 20. operative guidelines (AWP S. 32) VS NN
  • 21. Enforcement of TSO/DSO interfaces (AWP S. 32) VS NN
  • 22. Accountancy of technological progress, in any case a virulent factor for the consistency of all assumptions about generation (AWP S. 32) VS NN
  • 23. Detailed development descriptions of all scenarios will deliver necessary answers on questions concerning systems and profitability (AWP S. 36) VS NN
  • 24. Market modelling (S. 36 / AWP S. 5) VS (see Fraunhofer ISI & SRE) TSOS are obliged to determine the transport request on basis of installed generation performance capacity for all scenarios (SRE S. 77)
  • 25. Demand side response (DSR / AWP S. 36) VS NN (performance and load management by shut down generation – dispatch and re-dispatch)
  • 26. Identification of system needs relies in any case on pan-European market-studies to derive target capacities VS NN
  • Insertion:
  • 26.1. Remarkable in this context: SRE does provide the following information about that: Maximum load is in addition the maximum sum of all  performance requested by all consumers connected to DSO and TSO grids, within one year in one defined timeframe (hour peak) including the sum of all transport and transformer losses in both, distribution and transportation grids. (SRE S. 106)
  • Fraunhofer_ISI_2017_Netzentwicklungsplan_Strom does it different:

Therefore, has been developed a methodology based on sequential model analyses built one on the others result. For the analysis of the yearly demand the energy request model FORECAST is used, which is based on a technological Bottom-Up-Approach. To determine the load profiles the eLOAD-model will be used, which is based on a broad spread of different technological specific demand-profiles. Furthermore a estimative methodology regarding the market penetration of distributed PV-storage-systems was determined (ISI p. 7). A substantial part of NEP 2030 is a detailed analysis of national (German) electricity demand and load (ISI p. 10). Until now no deeper analysis of the dynamics of energy and climate policies in a timeline regarding technological and structural development has been done (ISI p. 10). To determine the load profiles the model eLOAD (energy load curve adjustment tool) will be used, which is built on the annual request of power quantities derived from the FORECAST-model (ISI p. 11).

  • 27. Nine indicators ranging from socio-economic welfare to environmental impacts (AWP p. 40) VS NN
  • 28. Together with actual technologies, innovative ones will be incorporated in the infrastructures (AWP p. 43) VS Implementation of „intelligent“ grid technology (remote adjustable = “intelligent” substation transformers / SRE p. 77).
  • 29. Promotors, Regulators und policy makers should understand anything of each technology and its availability (AWP p. 43) VS. NN
  • 30. legal basis is to be found in the 3. EU legislative package for the common energy market, 2009 VS EnWG and EEG
  • 31. digital revolution – 4. industrial revolution (AWP p. 4) VS NN
  • 32. EC Energy Balancing Guideline, March 2017 (AWP p. 5) VS NN https://electricity.network-codes.eu/network_codes/eb/
  • 33. Transparency platform (AWP p. 5) VS NN (EnWG §12f)
  • 34. bidirectional dataflow between national operators and regional service centers VS NN (data privacy and protection policy, §12f EnWG)
  • 35. Transformation of our transparency platform into a market serving tool: a common intuitive and customer-friendly platform to centralize data from the entire common energy market. (AWP p. 5) VS NN
  • 36. legislative market rules move forward market integration to provide more competition and optimization of resources. They fix the rules for the calculation of capacities, day-ahead- and intraday- as well as forward-markets VS. NN
CACM-Regulation (Capacity Calculation /AWP S. 6) vs. NN res. VO EK 2015-1222
  • 37. THE CACM REGULATION (AWP S. 10) VS NN – (VO EK 2015-1222 network code guideline for capacity and congestion management pdf S. 1): … b) Analyze the question whether the products offered on the markets for long-term capacities or product-combinations are efficient. In this context at least, the following indicators will be assessed: i) trade horizons; ii) difference between Buy- and Sell-price offers; iii) traded volumes in relation to the real physical consumption; iv) Open position in relation to physical consumption;)
  • and –
  • For this issue they should build a common grid model including estimates for generation, load and grid status for every hour. Available capacity usually should be calculated by a calculation mode based on real power flows., precisely a method respecting the fact, that power can flow over different paths and within which available capacities will be optimized in thoroughly interdependent grids.
  • Insertion: At this point it is critical to point out on some EU-Regulations, binding law even in German countries, in which without any doubt certain preliminaries are created, whose impacts BNetzA contrary to her bigger organizational aunt ENTSO-E (not mother, that would be ACER) does not mention or explain in her report:
  • 37.1 VO EK 2016-1719 Network code guideline for long term capacity allocation.pdf
  • 37.2. Calculation of long term capacity for the Year-Ahead- and Month-Ahead-market timeframe.
  • 37.3. The power-flow-based approach could be used, if cross-zonal capacities between bidding zones are interdependent to each other in a high degree and this approach might be justifiable under the scope of economic efficiency.
  • 37.4. In this regulation detailed determinations for the allocation of cross-zonal capacities on long-term markets for capacity are fixed.
  • 37.5. This regulation is binding law for all transmission grids and connection lines within the Union.
  • 37.6. In member states with more than one TSO this regulation is valid for all TSO in this member states.
  • 37.7. Time frames for capacity calculation: All TSOs in each capacity calculation region provide the calculation for long-term cross-zonal capacity for each allocation of long-term capacity and at least for annual and monthly time frames.
  • 37.8. For the common capacity calculation methodology either a power-flow or coordinated net-transfer-capacity approach will be used.
  • 37.9. For first time TSO propose to determine the all-year peak load using the Bottom-Up-Simulation-model eLOAD (FORECAST / Fraunhofer ISI / p. 108).
  • 37.10. Partial decomposition: Using the „partial decomposition“ means to dissect (decompose) historic load-curves in their elements, i.e. in separate load-flows of all single applications in use.
  • 37.11. To carry out der Partial decomposition the TSOs can rely on a voluminous data base with more than 600 load-profiles derived from field-studies, building-simulations and internal data from industrial projects. (ISI S. 108)
  • 38. ‘Mid-term adequacy forecast’ (MAF) … The methodology used by AMF is nothing but the first pan-European assessment of system adequacy, using market-based techniques for modelling probability VS. NN
  • 39. To map the whole complexity of adequacy in power-systems, TSOs have to provide further data VS. NN (§12f, which TSO here in Germany deny doing, based on old law originated in 1934)
  • 40. 1. Advisory Council Meeting 2015.pdf, (p. 4) released five key topics:
  • Execution on legal basis
  • enforced stakeholders’ engagement
  • greater transparency
  • proactive contribution on policies / legislative initiatives
  • cooperation of traders and TSOs-DSOs and regional cross-border cooperation.
  • Discussion centers warranted in all aspects of TSO-DSO-cooperation (which should not exclude other actors und any circumstances or predetermine solutions without sufficient inclusion of stakeholders)
  • The Advisory Council addressed the question whether TSOs should be allowed to own and run technical devices like storages. The basic assumption is, that assets, used in the power market need to be owned and run by market participants only … but real usability … highlights, that regulations should not hinder TSOs to own and run such assets (for non-market participation purposes)
3rd Advisory Council Storage Assets Role of TSOs.pdf, S. 1; How are these scenarios developed?
  • 41. In general scenarios are based on storylines, assumptions, data collected in data bases, quality checks, pan-European methodologies and final market simulations to quantify energy input.
  • 42. Balancing installed generation and demand might be valuable.
  • 43. On one hand pure energy models (like PRIMES model in the trend setting descriptions of EC) allow a prognosis, based on optimization of all energetic components, therefore not only electricity, as well gas and oil, because they are all interdependently connected and interact.
  • 44. On the other hand, power-based models (like used by ENTSO-E in this report) rely on power-market-simulations, hooked for calculation on all-year load profiles in hourly time frame resolution and climate data as well as on technical grid constraints.
  • 45. power-based models allow to assess price differences between zones, RES spillage, state wide balances, etc. … and they are key to methodologies, building the bridge from bottom-up scenarios to top-down scenarios.
  • 46. Substations will contain battery systems. These batteries will, equipped with control devices be used in the stations, to ensure SoS. Such batteries will be assumed as part of the substations, which build core elements of the grids. For this reason, such batteries are considered grid assets. category 2.
  • 47. Advisory Council members welcome the customer oriented approach in ENTSO-E’s 2017.

    5.0 Tools

  • 1. EU-guideline No. 347/2013 determines, that PCIs will be selected from the TYNDP list for transmission- and storage projects. (EC guideline 347/2013. p. 40) VS flexibility and storage options: SRE 2017-2030 for first time contains additional various flexibility options. Beneath we basically find distributed and centralized storages, load management of classic and new power applications as well as scheduled decoupling of power -and heat-generation in co-generation units (SRE p. 88).
  • 1.1 Referential values for 2015

To determine the referential value of peak load in 2015 TSO data can be used, who have displayed the annual peak load in their report of German TSOs concerning performance balance 2015 following § 12 Abs. 4 and Abs. 5 EnWG stated on 30.09.2015 (furthermore performance balance report 2015). The performance balance report 2015 contains a statistic as well of all 2014 data evaluated by TSOs as a prognosis for 2015. While conclusive TSO statistic for 2015 still is to be expected in the upcoming Performance balance report 2016, BNetzA for determination for the reference value 2015 refers on TSOs prognosis value within the actual performance balance report 2015. (welcome to the filter bubble of nepotism and self-fertilization). In the performance balance report 2015 TSOs aims to explain why a detailed measuring (and transparent data providing) on all grid levels (voltage levels) and of cross-level effects regarding annual peak load is not possible: Due to a multitude of consumers who’s meters do not provide performance (KW) measuring, necessary to determine all year high of performance in single grid sections, but “power” (precisely energy) measuring only (KWh) / (what a pretext!). Many end-consumers as well as small generation providers / prosumers (e. g. photovoltaic installation owners) only have possibility to measure the “electrical work” i. e. electric energy drafted from or provided to the grid. Furthermore, internal data of electricity input of closed industrial or distributive girds, e. g. the German railway grid, are not available (so what, if they are separate it does not matter, if connected we should have data from the connecting stations), what means a significant part of the consumers cannot be considered. Therefore, all-year high cannot be detected by measuring on the customer side.But, because apparently consumption and generation of power in a grind needs to be equal at any time, the all-year high annual peak load will be derived indirectly by power input on suppliers’ side in the performance balance report 2015.  Objection: Obviously a plausible method on first sight, but it – mainly in grid supplied by huge central generation units – disregards the peak shifting potential on lower voltage levels: Forecast 40 million households in Germany with an average performance of 1,2 KW and single peaks of 4 KW in the afternoon between 5 and 7 p. m. (or as well 2 KW in the morning hours 7 a. m. to 9 a. m.) means a real peak load of 160.000.000 KWh in one hour which is 160 GW performance peak on the grid. Just the private households. By-bye plausibility if German TSO identify an annual high peak-load of 84 GW for the whole grid.Assume now those private households install a 5 KWh Li-Ion storage battery delivering a maximum performance of 10 KW to cover this morning and evening peaks while charging the battery slowly with a small fuel cell or private PV or even from their BEV when they back home from work, where they loaded the cat by public PV on the parking lot and the bi-directional working car is connected to the house. There is the key to flexibility. Not in thicker or more wiring. Despite this, TSO do know very well the power inputs of industrial grid, within closed distributive grids and of the German railway grid (which by the way should be qualified as common possession, not of a private company). On this behalf TSOs recorded the „performance flow“ at all connection points between TSO and DSO grid levels as well as all end-customers directly connected to the transmission grid (e. g. Lechstahlwerk Meitingen, up to 180 MW / close to 1 TWh annual consumption which equals 1,5% of German total). Contrary to earlier years TSO dispose as well of data about power input from generative and degenerative suppliers into the distributive grid in high quality. Those data were provided to them within the process „executive market regulation for balancing electricity trade in balancing groups” (MaBiS). Thus, energy balancing processes currently not recognizable by TSOs could be considered and feed-in could be balanced adequately. TSO suppose that 97% of the power input total (on all TSO and DSO grid levels) might be covered by the surveys for the performance balance report 2015. (pure fiction, it is all about preventing transparency to maintain real monopoles = cash-cows)

Due to the improved recording of 97% of all power input compared with earlier years BNetzA considers adequate – for first time – to extrapolate on the whole population. TSOs demonstrate for the statistically determined annual peak performance 81,8 GW for 2014, which will be assumed, within the performance balance report 2015, as prognosis for 2015. Corrected by the 3% missing power input data results an annual performance peak of 84,4 GW for 2015.

  • 2. Grid networks containing both, TSOs and DSOs, keep a key position AWP p. 4) VS. NN (existing structures on state-level are not mentioned in the SER, no transparency)
  • 3. Common Grid Model (AWP. p. 2, 4, 5, 7, 9, 12, 22, 23, 24, 27) VS NN
  • 4. Enactment of network regulations, (AWP p. 4, 5, 12 ff / new regulations) VS. NN
  • 5. Review of bidding zones (AWP p. 7, 8, ) VS. NN
  • 6. The enactment of these codes signifies they are binding EU law. (AWP p. 4, 5, 12) VS. NN (occasionally reference to federal German law) „Developing the scenarios is to be based only on the actual legislative and regulatory frame, because the development of all legal conditions until 2030 resp. 2035 is as unforeseeable as changes of market prices or new technologies spread “ (SRE p. 73).
  • 7. Market stakeholder committee 2015 (AWP p. 8) VS NN
  • 8. Grid stakeholder committee 2016 (AWP p. 9) VS NN
  • 9. System Operations Stakeholders Committee in 2017 (AWP. S. 9) vs. NN
  • 10. Balancing Stakeholder Group (AWP. p. 9) VS NN
  • 11. workshops involving stakeholders … planning of public workshops and consultations 2018 (AWP p. 9) VS NN res. „somewhat of public consultation“, better characterized as instruction or lecture.
  • 12. connection codes implementation library which will gather all available European and national documents and timelines in all European countries and regions as they become available (AWP p. 9) VS NN
  • 13. 2017 updated proposals for the methodologies for calculating scheduled exchanges (AWP p. 10) VS NN
  • 14. FCA … establishing and promoting forward markets (AWP p. 11) VS NN (widely static market model with additional add-on factors for Emobility and heat-pumps. Not on BNetzA/German TSO screen: power to gas / P2G)
  • 15. ENTSO-E has drafted an initial set of 18 non-binding IGDs (implementation guidance documents), highlighting the effect on specific technologies (AWP p. 14) VS NN (just gross assumptions less of facts, nothing concrete)
  • 16. asking stakeholders to ‘Build your own 2030 and 2040 scenarios’ vs. NN (BNetzA legal issue by government 86 parliament, driven by political nepotism. The civil society and end customers have nothing left by to try normative power through fact= build partial autonomy by PV & Storage).
  • 17. pan-European System Needs Report (AWP p. 17) VS NN
  • 18. innovative solutions needed (AWP p. 20) VS NN (no experiments, the German conservative political parole)
  • 19. substation automation (AWP p. 20) VS NN (RONT – remote control substation transformer is only available technical mean)
  • 20. standard fault analysis, location, (AWP p. 20) VS NN (no steady state measurement possible – which is cheating the public, it is just about „data protection“ by §12 f EnWG, which declares all data as „business security issue“, not even anonymized data are available)
  • 21. dynamic line rating (AWP p. 20) VS NN http://lindsey-usa.com/dynamic-line-rating/
  • 22. electricity grids must create synergies with other energy networks (AWP p. 20) VS simple “Sector Coupling”, (while ENTSO-E-approach (integrating telecommunications, gas, heat, water, P2G, data management) clearly leads farer than just simplified sector coupling meant by BNetzA/German TSOs. Legal “Unbundling” to get rid of monopoles led to more rigid technical monopoles on separate sectors: measuring and net operations, which are real monopoles.)
  • 23. transition towards sustainable transport (AWP p. 20) VS NN
  • 24. ENTSO-E will develop … a report on extreme scenarios for the energy system for 2030 (AWP p. 15) VS „Developing the scenarios is to be based only on the actual legislative and regulatory frame, because the development of all legal conditions until 2030 resp. 2035 is as unforeseeable as changes of market prices or new technologies spread “ (SRE p. 73).
  • 25. … will also prepare an assessment of various flexibility solutions to fulfil the electricity power system needs (AWP p. 21) VS „TSOs. obligatory had to take into account the cut of RES peak performances in grid development planning for 2025 in all scenarios. This happened for the moment of its approval on the background of German government clearly and undoubtable intentions (coalition treaty, „green book“ of Ministry of Economics and Energy), to fix the peak performance cut off legally for the future“, (SRE p. 76) and VS „Transmission grid operators are obliged to implement and use the rules for “peak performance cut off” within any frame for grid development planning § 11 Abs 2.“ (SRE p.77 /a real legal-looking attempt to prevent further increase of RES contrary to EU-objectives ).
  • 26. CUSTOMERS AS ACTIVE MARKET PARTICIPANTS (see BEUC): THE TSO-DSO PLATFORM (AWP p. 21) VS NN (Stakeholder = TSO, DSO, any industrial, commercial or economic associations but not one for the customers)
  • 27. TSOs and DSOs cooperate closely … build a common understanding of the challenges and needs from the perspectives of a system operator and neutral market facilitator (AWP p. 21) VS NN
  • 28. ENTSO-E is also mandated to issue short-term ‘seasonal outlook’ reports twice a year, covering the coming summer and winter periods, before 1 June and 1 December (AWP p. 23) vs. NN
  • 29. switch from the current mostly deterministic approach to an hourly probabilistic approach (AWP p. 23) VS law „Developing the scenarios is to be based only on the actual legislative and regulatory frame, because the development of all legal conditions until 2030 resp. 2035 is as unforeseeable as changes of market prices or new technologies spread “(p. 73), which came meanwhile in contradiction to: TSOs for first time propose to derive the annual peak load with the bottom-up-simulation-model eLOAD (SRE p. 108).
  • 30. week-ahead adequacy, … one of the tasks of the RSCs (AWP p. 21) vs. NN
  • 31. facilitated by blockchain technology (AWP p. 24) VS NN (assumable unknown at BnetzA and German TSO/DSO for “secret information” and data protection in §12f EnWG).
  • 32. TSOs plan the operation of the grid from one year ahead to one hour before real time; this is the last timeframe in which market parties can adjust their positioning in intraday markets. Decisions relevant for ensuring the dispatching feasibility are taken by TSOs hours before, considering the best forecast of the situation after that last intraday trading. To make this operational planning, TSOs use computer models of the power system to simulate its behavior depending on the different flows and the different elements of infrastructure. In addition, grid models are also instrumental for security analysis, capacity calculation, and adequacy assessment VS NN (SRE does not offer or even indicate such considerations or if it does, they are thoroughly disguised).
  • 33. The CGM finds its legal basis in three of the network codes: the system operation guideline, the CACM Regulation and the FCA Regulation VS NN (Derived from EnWG issued by government 86 parliament)
  • 34. two methodologies: the CGM methodology, and the generation and load data provision methodology (AWP p. 25) NN (no alternative methodologies)
  • 35. ALL TSOS’ NETWORKS FOR NON-REAL-TIME OPERATIONAL AND MARKET-RELATED DATA COMMUNICATION NETWORK (ATOM /AWP p. 25) VS NN (no formal counterpart = no transparency)
  • 36. The core interlinks four TSOs: RTE (France), Swissgrid (Switzerland), Amprion (Germany) and APG (Austria). Other TSOs will then be linked to one of these four TSOs, with a maximum of two degrees of separation from the core VS NN
  • 37. By making information available freely to all, it allows for a level-laying field where market participants can make better analyses and decisions. (AWP p. 26) VS NN
  • 38. we will enhance the Transparency Platform from its present form to a ‘market-serving tool’ (AWP p. 26) VS NN
  • 39. STANDARDISATION ACTIVITIES (AWP p. 26) VS NN
  • 40. ENTSO-E’S ADVISORY COUNCIL (AWP p. 27) VS NN
  • 41. PUBLIC CONSULTATIONS (AWP p. 27) VS “public consultations”, precisely: “public instructions”
  • 42. 3rd_Advisory Council Protokollentwurf.pdf (3rd ACP S. 4): Members note that the decentralized system and the close link with the end-customer are key to acknowledge when talking about future governance and the development of Network Codes vs.
  • 43.1 Decentralized system and Link to end-costumer (3rd ACP S. 4,) VS The BnetzA in its youngest approval of a SRE already has refuted the allegedly by several studies propagated testimony that an exclusively decentralized power generation might be preferable (see SRE 2025 decision 19.12.2014, p. 74 f.). The enquiry „Impacts of restricted transmission grid expansion in a 2030 perspective in Germany” by ECOFYS analyzed only a case in which a regionalized growth of RES takes place while grid extension is slowed down or completely stopped. (They should have read the “Leaked DOE study draft_U.S.” as well  https://pv-magazine-usa.com/2017/07/17/leaked-doe-study-draft-u-s-grids-are-getting-more-reliable-not-less/) . Main objective of the study „cost optimized extension of RES in Germany“ by consentec „experts“ as well as Fraunhofer IWES concerned the question, on which locations future RES expansion shall take place to reduce the total cost of power supply.
  • Insertion: Astonishing that this question never is asked if the discussion is about Xmas order list of big energy trusts. No one argues about the real Total Life Circle Cost of new power lines including the permanent fees landlords will charge.
  • Following this Fraunhofer IWES study any generation close to local consumption would have a remarkable effect on grid extensions only if degenerative power plants as well would be built close to consumption centers or if stability ensuring measures within the grid would be suspended.
  • Strange how one Fraunhofer institute does derive other conclusions than another. Even more strange, if looking at the reserve generation, which is nearly completely based on small distributed units with some MW).
  • Furthermore, a consumption-close local generation would require a determined political governance to take decisions for the locations, where to build power plants. This would be contradictive in a diametral way to the current approach based on market signals. (SRE p. 97)
  • The argument is not concise. Every single power plant localization – for huge, degenerative units – in Germany was decided by politicians – maybe, but not really on behalf of the operators’ preferences who don’t care as long as subsidies cash-cow is giving €-milk -, and regarding not only the last plants, not a single one was built without massive subventions, mostly indirect, but nevertheless effected. See R&D-means for gas & steam turbine in Irsching.
  • 6. Benchmarks
  • 1. In a well-integrated Internal Electricity Market, it is economically sound that the grid is sized so that the load factor of every grid element is lower than 50% (TYNDP 2016 exec. p. 19) VS NN
  • 2. key issue is to make the most complete information possible about transmission projects (TYNDP 2016 exec. p. 29) VS NN (BNetzA Newsletter)
  • 3. What we assume today sets the frame under which the future is analyzed (TYNDP 2016 exec. p. 36) vs. NN (this clearly exhorting view for attentiveness is not mentioned in the SRE
  • 4. improving social welfare (TYNDP 2016 exec. p. 41) VS. NN
  • 5. Project promoters, regulators and policy makers need to understand something of each technology and their availability (TYNDP 2016 exec. p. 43) VS NN (requested Know How of policy makers, governmental clerks and “experts” close to Zero. E. g. nearly all BnetzA representatives do have a degree in law, not in MINT…)
  • 6. Welfare and Capacity, relation (TYNDP 2016 exec. p. 49 ff.) VS NN (black hole)
  • 7. the customer should move center stage (AWP p. 4) vs. NN
  • 8. generation grows increasingly decentralized and variable (AWP p. 4) VS. …distributed generation: It is, if anything, sometimes generation close to consumption. But this generation type is subject of a natural and thus even economic conflict towards the profitability of the power plants location. On second hand it is more than doubtable if a constraint in favor of close-to-consumption generation or even a stronger enforcement for RES-generation closer to consumption can match and fulfill the goals (triangle of energy turn) of a secure, reliable, and inexpensive supply … currently missing storage technologies suitable … (SRE p. 97).
  • Indeed, there is no shame to turn clear needs for energy transition – no matter if judged by climate disaster or real sustainability to provide resources for future generations – into a conservative and status quo maintaining scheme, just to keep donations and support for political parties
  • 9. while observing strict neutrality and being out of the market (AWP p. 4) VS NN clear preference for single, completely and exactly identifiable „market“ participants or participating groups by clandestine recoupling of government / parliament / associations / BNetzA / TSO and market leading huge power suppliers. Silence spawns Gold!
  • 7. Methodology
  • 1. FORECAST / ELOAD: Fraunhofer ISI vs. NN
  • Assumptions (are pure assumptions and not reality)
  • 1. Decentralized generation = distributed generation = close to consumption generation (VDE-approach) VS BNetzA. …distributed generation: It is, if anything, sometimes generation close to consumption. But this generation type is subject of a natural and thus even economic conflict towards the profitability of the power plants location. On second hand it is more than doubtable if a constraint in favor of close-to-consumption generation or even a stronger enforcement for RES-generation closer to consumption can match and fulfill the goals (So-called triangle of energy turn) of a secure, reliable, and inexpensive supply (SRE p. 96)
  • 2. ENTSO-E forecasts larger, more volatile power flows over a larger distance across Europe, mostly North-South (AWP p. 12) VS NN
  • 3. Most transmission investment needs are linked to RES-integration developments (AWP p. 12) VS … currently missing storage technologies suitable … (SRE p. 97).
  • 8. Benefits
  • 1. significant positive impact on European social welfare (TYNDP 2016 exec. p. 12) VS NN
  • 2. Europe could benefit from additional, cheap, generation surpluses (TYNDP 2016 exec. p. 16) VS NN
  • 3. Regarding internal German boundaries, the analysis of TYNDP 2016 shows that reinforcement of these does have large European benefits (TYNDP 2016 exec. p. 16) VS NN: For a more detailed explanation see figure on p. 63 in chapter 1.12.6 and 1.12.8 TYNDP 2016, and 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 can not 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.

  • “The main drivers behind the development of the transmission capacity at the North-Italian boundary concern the exploitation of new generation, mainly located in the North of Germany and France (wind) and in the South of Italy (wind and photovoltaic). The interconnection projects planned on this boundary will enable wider power exchanges, thus making possible the integration of new generation and pump storage capacity located in the Alps region. Making the balance between societal welfare gain and infrastructure investment costs for increasing levels of interconnection, the optimal level of interconnection, regarding the Italian Norther boundary, is around 13,5 GW, which is what the TYNDP portfolio of mid-term and long-term projects aims to deliver.”
  • 4. A positive environmental impact (TYNDP 2016 exec. S. 27) VS UN-climate-conference in Paris 2015 (COP 21) The “Paris agreement“ with negotiated limitation of global warming is not at all reflected in this SRE (SRE p. 75)
  • 8. Disadvantages
  • 1. financial means 1.5-2 €/MWh of power consumption (TYNDP 2016 exec. p. 12) VS NN
  • 9. Motives // Tasks
  • 1 If implemented … 2006 network codes would have contributed to avoid 15 million cut off and M€ 300 – 500 of economic losses…( TYNDP 2016 exec. p. 8) VS NN
  • 2. The infrastructure projects depicted in the TYNDP are a key enabler of the EU’s climate and energy policy objectives of decarbonization, competitiveness and security of supply (TYNDP 2016 exec. p. 17) VS NN
  • 3. customer-driven energy revolution (3rd ACP p. 4) VS NN (national territorial task)
  • 4. ex. solutions on how to align physical flows and market flows in ID, how to solve congestions in ID and real-time (3rd ACP, p. 4) VS NN (ENTSO-E – contrary to BnetzA SRE does not mention grid overload by congestion, it is detected nowhere)
  • 10. Definitions // Roles
  • 1 Stakeholders = End-customers center stage, MARKET PARTICIPANTS, DSOS, TSOS AND REGULATORS (TYNDP 2016 exec. p. 6) VS BnetzA and German TSO only
  • 2. ENTSO-E coordinates TSOs’ innovation activities to ensure the future transmission grid is up to the challenge (TYNDP 2016 exec. S. 20) VS NN (BNetzA acts as mediator. The precise role and real function is: An outsourced decision predefining entity outside the democratic political process)
  • 11.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)
  • 12 Remarks
  • TYNDP poses one question never mentioned before: 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. On governmental or administrative levels in Germany this question naturally never will be posed for actual mode of taking decisions based on beliefs and opinions instead of knowledge, know-how and ratio: Storage still are considered as never-profitable gadgets and treated with a “mother-in-law-“attitude.
  • Liberalization has brought up a strict separation of operation and generation of electricity, transport, trade and measuring of power von Strom.  How now technical devices should be characterized? By physical function (a storage is a device sometimes consuming power and sometimes producing power and therefore a generator and not a grid asset) or just by tis existence within the economic balances of a specific market service provider? Is a storage an asset of grid or of generation? The question on first hand seems to be trivial, but as trivial as it appears, it is enormously critical, because for the grid operations there are legally guaranteed rentabilities on private investments missing for generation units.

Initial questions:

  • Energy turn, grid expansion, who still understands that in its complexity?
  • Is that necessary?
  • What’s the benefit – and therefore does it make any sense – vast parts of the population doubt it?
  • Where does the demand come from?
  • Where the journey leads to?
  • Where should it lead to?

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Allgemein, Energy - Energie, Politik

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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