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Eine faire Bepreisung von CO2 – Modell und Plädoyer

Eine faire Bepreisung von CO2 – Modell und Plädoyer

Vorwort – Motivation

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Einleitung – Womit haben wir es zu tun?

Feststellung 1:

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

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

Feststellung 2:

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

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

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

Zusammenhang 1: Wir sind direkt betroffen!

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Feststellung 3:

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

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

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

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

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

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

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

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

Festestellung 4:

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

Herausforderung 1:

Nationale Alleingänge – sinnvoll oder nicht?

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

Schweden ist dennoch eine gut aufgestellte und erfolgreiche Industrienation.

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

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

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

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

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

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

Herausforderung 2:

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

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

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

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

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

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

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

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

Der soll für beides bei 1,1 liegen.

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

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

Die Bereitstellungskosten am Erzeugungsort ohne CO2-Preis lägen damit bei

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Herausforderung 3:

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

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

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

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

Herangehensweise:

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

Ein etappenweises Vorgehen.

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

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

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

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

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

Dazu kämen sicher noch Kosten für Handel und Verwaltung.

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

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

Wie kann man so eine faire Bepreisung also angehen?

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

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

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

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

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

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

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

Die Formel für die Steuer lautet also:

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Plädoyer:

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

Machen wir es!

Unklarheiten und Widersprüche betreffend die Energiepolitik zwischen EU und BRD

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

 

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

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

Annual Working Programme vs. SRE

 

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

 

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

 

 

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

 

 

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

 

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

(S. 7. Fraunhofer_ISI_2017_Netzentwicklungsplan_Strom).

 

 

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

 

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

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

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

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

 

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

 

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

 

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

 

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

 

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

 

  • 4.0 Werkzeuge / Tools

 

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

 

 

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

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

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

 

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

 

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

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

 

 

  • Methodologie / Methodology

 

  • 1. FORECAST / ELOAD: Fraunhofer ISI VS NN

 

 

  • Annahmen / Assumptions

 

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

 

  • Vorteile / Benefits

 

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

 

 

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

 

 

 

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

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

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

 

 

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

 

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

 

 

  • Nachteile / Disadvantages

 

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

 

  • Motive / Motives // Aufgaben / Tasks

 

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

 

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

 

  • Quellen / Sources

 

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

 

  • Anmerkungen / Remarks

 

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

 

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

 

Zurück zu den Eingangsfragen

 

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

 

 

List of abbreviations and Links

 

Abkürzungen und Links

 

ACER – Agency for the Cooperation of Energy Regulators

 

CBA – Cost Benefit Analysis

 

DSR – Demand Side Response

 

EC – European Commission

 

ENTSO-E  European Network of Transmission System Operators

 

GTC – Grid Transfer Capacity

 

PCI – Project of Common Interest

 

RES – Renewable Energy Sources

 

SEW – Socio-Economic Welfare

 

SoS – Security of Supply

 

TSO – Transmission System Operator

 

DSO – Distribution System Operator

 

TYNDP – Ten Years Network Development Plan

 

PTDF – Power Transfer Distribution Factors

 

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

Liste Netzwerkcodes

DC – Demand Connection Code (NC DCC)

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

HVDC – High Voltage Direct Current Connections (NC HVDC )

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

RfG – Requirements for Generators (NC RfG)

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

CACM Capacity Calculation Methods

FCA – FORWARD CAPACITY ALLOCATION

 

EB – Electricity Balancing Guideline

 

CCR – Capacity Calculation Region

 

SOGL – System Operation Guideline (SO Guideline)

 

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

 

CGM – Common Grid Model (Startnetz)

RSC – Regional Security Coordinators

IDG – Implementation Guidance Documents

 

NRA – National Regulation agencies

 

BEUC – Bureau Européen des Unions de Consommateur – Europäischer Verbraucherverband

 

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

 

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

 

 

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

 

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

 

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

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

 

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

 

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

Datum auswählen: Z. B.

24.05.2017 bis 31.05.2017

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

oder

17.01.2017 bis 24.01.2017

Alternativ:

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

ferner

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

oder hier

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

Die Parameter wieder eingeben nicht vergessen

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

Land oder auch Länder auswählen nicht vergessen.

https://consultations.entsoe.eu/

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

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

oder hier

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

und

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

 

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

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

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

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

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

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

Mathias Dalheimer: Wie man einen Blackout verursacht…

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

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Fracking – Rettung der traditionellen Energieversorgung des Abendlandes oder schlicht unrentabler Unsinn?

Ein Diskussionsbeitrag von Thomas Blechschmidt, Koordinator der AG Energiepolitik der Piratenpartei Deutschland

Die Angst geht um im Abendland und etliche politische Akteure scheuen sich nicht, Ängste und Befürchtungen von Menschen gezielt zu adressieren, um für sich daraus politisches Kapital zu schlagen. Ob das legitim oder schlicht nur schäbig ist, will ich hier nicht diskutieren. Ich verabscheue diese Methoden einfach nur.

Deswegen gehe ich in diesem Beitrag weder auf die angebliche Gefahr ein, die von Putins Macht über unsere Gasversorgung (ein Drittel unseres Erdgases kommt aus Russland) ausgeht, noch auf die Gefahren, die durch Fracking möglicherweise für unseren Lebensraum bestehen. An der Angstmacherei will ich mich nicht beteiligen.

Hinter diesen Argumentationen versteckt sich der zentrale politische Wert „Sicherheit“. Ein ‚Supergrundrecht‘, wenn man der Rechtsauffassung eines mit sanftem Druck geschassten ehemaligen Innenministers glauben darf.

Grundrechte sind eigentlich in Verfassungen oder Verfassungssubstituten verbrieft. In dem für uns in der BRD relevanten Dokument steht von dem angeblichen Supergrundrecht aber nichts.

Menschen haben ein Bedürfnis nach Sicherheit, nach Schutz vor Gefahren und letztlich wollen Menschen das begründete Gefühl, dass alle anderen Menschen nichts tun, was ihnen schaden könnte. Die meisten Parteien, Organisationen und Gruppen adressieren dieses Bedürfnis und allzu leicht fällt die Freiheit dabei über Bord.

Was dabei immer wieder übersehen wird: Nur die Freiheit ist es, die uns zu souveränen Bürgern macht. Vernachlässigen wir sie zu Gunsten der Sicherheit, so brauchen wir uns nicht wundern, wenn ständig andere über unser Leben und unsere Lebensumstände entscheiden. Wir laden machthungrige oder kontrollsüchtige Menschen förmlich dazu ein, über uns zu bestimmen, wenn wir zulassen, dass sie unsere Ängste ansprechen. Mich macht solches Verhalten wütend.

Mir als Pirat geht es um die Freiheit. Dem zentralen Wert, mit dem in unserer Partei alles begonnen hat. Der absolute Schutz von Grundrechten, Menschenrechten und Bürgerrechten ist und war der entscheidende Ansatz aller Menschen mit liberalem politischen Bewusstsein. Zu diesem Wunsch nach Freiheit gehörte auch die Emanzipation von Dogmen und Denkmustern, die von Vorbetern seit Menschengedenken als Glaubenssätze reproduziert werden und denen gegenüber Gehorsam eingefordert wird. Dies war schon in der Antike so, setzte sich nahtlos in der katholischen Kirche fort und findet seine weitere Fortführung in der Dogmatik der allermeisten Parteien.

Als Energiepolitiker und Pirat verbinde ich zwei Sichtweisen miteinander.

Die physikalisch-wirtschaftliche und die politische. Der politischen Sicht liegt der Wert Freiheit zu Grunde. Als Pirat will ich grundsätzlich die Freiheit, Fähigkeiten zu entwickeln, zu Forschen, Ressourcen zu Nutzen und mich selbst zu entfalten. Von daher kann ich niemals ein Verbot für Fracking oder eine andere Technologie aussprechen.

Doch schränkt genau diese Freiheit meine Freiheit – und die anderer – an anderen Stelle wieder ein. Ich will Freiheit von Manipulation, von rechtlicher oder wirtschaftlicher Übervorteilung, von der Verweigerung der Teilhabe an politischen Entscheidungsprozessen (=Demokratie) durch Geheimhaltung von Wissen etc. Das bedeutet in der Konsequenz:

Der Pirat will umfassende Transparenz, um Entscheidungen auf Basis von Belegen, Beweisen und Fakten treffen zu können. Wo dies nicht möglich ist, bleiben nur nachprüfbare Indizien als letzte Entscheidungsinstanz.. Von daher sind Argumentationen wie die einer Verschwörung Putins, der NGOs für Aktivität gegen Fracking bezahlt oder den Absichten Amerikas, ihren Einflussbereich durch gezielte kriegerische Eskalation in bestimmten Weltgegenden auszuweiten und so irgendwann die Weltherrschaft zu übernehmen, für mich inakzeptabel.

Sehr wohl sehe ich die Besorgnisse etlicher Menschen vor den Gefahren die von Fracking ausgehen mögen oder auch nicht. Allein, ich habe kein Interesse daran, die Plausibilität der vielen Mutmaßungen, Befürchtungen, Annahmen, Theorien und Szenarien zu diskutieren, so lange ich nicht überzeugt bin, dass sich das Verfahren überhaupt rechnet.

Von daher ist der erste Aspekt für den Energiepolitiker, sich mit der technischen Machbarkeit, den wirtschaftlichen Aspekten und der nachhaltigen Ergiebigkeit der Ressource zu befassen.

Nun wissen wir, dass diese Form der Gewinnung eines Energieträgers mittlerweile technisch machbar ist. Grundsätzlich gibt es dabei zwei technische Verfahren: Das hydraulic fracturing, bei dem Gesteinsschichten durch gezielte, massive Druckerhöhung in großer Tiefe aufgesplittert werden um darin enthaltenes Gas freizusetzen. Zu dieser Methode gehört die Verwendung von feinem Sand und zum Teil hochgiftigen Chemikalien, um die Druckerhöhung zu steigern. Als techniknaher Energiepirat weiß ich auch von den sehr erfolgreichen Versuchen in Südfrankreich, dieses Aufbrechen durch gezielte elektrische Entladung zu bewerkstelligen. Diese Methode kommt ohne Chemikalien aus, womit natürlich ein Reihe umweltpolitischer Argumente ausgeräumt wären. Von der technischen Machbarkeit her gibt es also keine Gründe, warum das Verfahren nicht machbar wäre.

Als politisch auf Nutzen und Sinnhaftigkeit bedachter Energiepirat will ich nun noch wissen: Lohnt es sich?

Der generelle Ansatz von Wirtschaftlichkeitsberechnungen beim Energiemanagement geht von 10 Jahren Amortisationszeit aus. Ob und wie sinnvoll das bei unterschiedlichen Projekten und Methoden ist, sei mal dahin gestellt. Damit ist nur gesagt, dass sich eine Maßnahme innerhalb 10 Jahren rechnen soll. Dieser Ansatz entspricht dem der Finanzwirtschaft und der Orientierung an maximalem Profit.

Der alternative, modernere Ansatz von Rentabilitätsberechnungen, der sich in Kürze in der internationalen DIN EN ISO 50001 wiederfinden wird, geht von den Lebenszykluskosten einer Investition aus. Das bedeutet, es wird die Frage gestellt, ob die Investition sich innerhalb ihrer zu erwartenden Lebensdauer komplett refinanziert und ob sie ggf. sogar noch eine Rendite erwirtschaftet. Dieser Ansatz wäre der marktwirtschaftliche und gesellschaftlich sinnvollste.

Zudem entspräche er dem Ansatz einer suffizienten Wirtschaft.

Für das Fracking bedeutet das:

Entweder erwarten Investoren, dass sich ein Frack in zehn Jahren amortisiert, sprich mit dem erzielbaren Marktpreis der Ressource Kosten und Gewinne wieder hereinspielt, oder dass er so viel Gas öder Öl ausspuckt, dass er sich bis zum Versiegen des Bohrlochs komplett refinanziert und dabei noch eine wunschgemäße Rendite abwirft.

Betrachtet man nun die Erfahrungen und Realitäten, so kommt man nicht umhin festzustellen, dass in der Praxis weder eine Amortisation innerhalb 10 Jahren erfolgt noch eine über die Nutzungsdauer des jeweiligen Fracks. Es gibt einige wenige Bohrungen, die ausreichend Ertrag abwerfen. Die meisten jedoch verlieren ihre Ergiebigkeit bereits im zweiten Jahr oder dritten Betriebsjahr – sowie in den Folgejahren. Es muss immer wieder, oft mehrfach im Jahr nachgefrackt werden, um das Produktionsniveau auf 60 % der ursprünglichen Menge zu halten.

Entsprechend wird die Mehrzahl der Bohrlöcher in der Regel nach kurzer Zeit stillgelegt und es werden einfach neue Löcher gebohrt. Auf diese Weise kamen die USA vom Beginn des Frackens in großem Stil in 2006 bis Ende 2012 auf 18 Mio. (!) Fracks.

http://www.huffingtonpost.com/brendan-demelle/fracking-output_b_1900810.html

Der 2011 für die USA prognostizierte Vorrat wurde auf 100 Jahre beziffert, stellte sich aber bei genauerem Hinsehen als deutlich weniger ergiebig heraus: 11 Jahre gesicherte Vorräte bzw. 21 Jahre, wenn bekannte Vorräte sich als nutzbar herausstellen.

Nur bis zu 15 % des in einer Formation vorhandenen Gases sind nutzbar. Gerechnet wird aber mit 100 %. Dieser Wert liegt tatsächlich allen Kalkulationen, Prognosen und Gewinnerwartungen zu Grunde.

http://www.slate.com/articles/health_and_science/future_tense/2011/12/is_there_really_100_years_worth_of_natural_gas_beneath_the_united_states_.html

Selbst Wall-Street-Analysten äußern sich klar, dass Shale-Gas-Fracking unrentabel ist.

http://www.nytimes.com/2011/06/26/us/26gas.html?pagewanted=1&_r=1

Noch übler wirkt sich die Dynamik solcher Goldräusche im US-Wirtschaftssystem aus:

http://www.nytimes.com/2012/10/21/business/energy-environment/in-a-natural-gas-glut-big-winners-and-losers.html?pagewanted=all&_r=0

Der Witz an der Sache in Kurzform: Unkontrolliertes Aufblähen der Frackinggasgewinnung durch einfach anzusammelndes Geld an den Börsen führt zu Überproduktion und Überangebot und damit letztlich zu Preisverfall.

Rex Tillerson, CEO bei Exxon: We are all losing our shirts today,” Mr. Tillerson said. “We’re making no money. It’s all in the red.” (Übersetzung: Wir verlieren unser letztes Hemd. Wir verdienen kein Geld, sondern schreiben rote Zahlen).

In der Realität weigern sich die Gesellschaften, den Grundbesitzern die fälligen Gebühren zu bezahlen:

http://www.propublica.org/article/unfair-share-how-oil-and-gas-drillers-avoid-paying-royalties

Sonst wäre das Geschäft noch unrentabler. Bei uns würde der Grundbesitzer übrigens kurzerhand enteignet, um Fracking zu ermöglichen, wenn er sich weigert. Die Kehrseite von der Sozialpflichtigkeit des Eigentums, die im Grundgesetz festgeschrieben ist.

Da wir in der BRD bzw. Kontinentaleuropa leben und es in unserer Kultur nicht üblich ist, Projektgelder über das massenweise Einsammeln kleiner Shareholderanteile zu beschaffen, wird die interessierte Finanzindustrie wie üblich vorgehen und versuchen, Steuergelder von der Regierung zu bekommen. Derlei Deals werden wie immer hinter den verschlossenen Türen der Macht verhandelt.

Wie schon bei den Atom- und Kohlekraftwerken werden die Kosten für Erschließungsmaßnahmen, Genehmigungen, Rechtsverfahren vom Staat finanziert werden und für die Investoren auch noch Ertragsgarantien gewährt. Diese Praxis ist bei uns Kultur und gängige Methode. Wären PV-Anlagen und Windräder in großen Maßstäben wir Fracking möglich, hätten wir heute keine unfaire Kostendebatte über die generativen Stromerzeuger. Es geht nicht um eine sichere, preiswerte Versorgung mit Energieträgern für alle, es geht um rentierliche Geschäftsmodelle ohne Risiken. Über Umweltfragen müssen wir dabei gar nicht erst reden.

Was also erwartet uns auf der volkswirtschaftlichen Seite, wenn wir Fracking betreiben:

– Wir werden mit einer Technologie konfrontiert, die unwirtschaftlich ist.

– Die Rentabilität für die Prospektoren wird nur durch massive staatliche Subventionen erreicht

– Wir werden über Steuern und Gebühren oder Abgaben mit Refinanzierungskosten belastet, die diese Technologie erst ermöglichen

– Das geschäftliche Risiko wird unfreiwillig von den Steuerzahlern übernommen

– der wahre Gaspreis – wie der Strompreis – wird uns nie direkt treffen, denn sonst würden wir selbst auch ohne Förderung nach Alternativen suchen.

– Wir werden an Stelle die Abhängigkeit von relativ preisgünstigen natürlichen Ressource aus dem Ausland gegen die Abhängigkeit von einer weiteren massiv von Subventionen lebenden Konzernlobby eintauschen.

Der generelle Impetus der Umweltpolitik auf die Energiepolitik ist der des Emissionsschutzes. Eine Diskussion über die Plausibilität des Klimawandels ist für den Energiepolitiker nachrangig und Zeitverschwendung. Das können und machen andere besser. Wir wissen, dass Frackinggas auf der Emissionsseite eine ca. 25 % höhere Emissionsrate an Klimagasen hat als Braunkohle. Das genügt uns, um Alternativen den Vorzug zu geben.

Davor allerdings kommt die volkswirtschaftliche Abwägung.

Fazit:

Diese Methode lohnt sich nicht. Um der zu kurzen durchschnittlichen Ergiebigkeit der Quellen Rechnung zu tragen, müsste der Preis von Frackinggas bei 8 US-Cent / kWh liegen. In Europa sind die Bedingungen nicht anders, aber das Preisniveau höher. Dabei ist der Effekt der aktuell gedumpten Preise wegen des Überangebots noch gar nicht berücksichtigt. Damit ist die Diskussion eigentlich schon erledigt. Ziehen wir die Umweltfolgen – unabhängig von ihrem Plausibilitäts – und Realitätsgehalt in Erwägung, so bin ich der Auffassung, dass Fracking unter Auflagen und bestimmten Voraussetzungen durchaus zugelassen werden kann. Diese sind:

– kein Cent Beihilfen, Subventionen, direkte Investitionen aus Staatsmitteln

– keine staatlichen Garantien für Eigenkapital und Renditen

– verpflichtende Haftpflichtversicherung für die gesamte Betriebsgefahr vom Beginn der Bohrung bis zum abgeschlossenen Rückbau

– Rücklagefonds und Versicherung für Folgeschäden.

Sofern unter diesen Voraussetzungen dereinst irgendwann Rentabilität für das Verfahren bestehen sollte, dann wird es ohnehin zum Einsatz kommen. So oder so.

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