vorgelegt von der Bundesnetzagentur
– Ein Extrakt –
Von Dr. Günter Keil
Die Bundesnetzagentur und das Kartellamt haben mit Datum 14.11.2014 den Monitoringbericht 2014 vorgelegt. Nicht jeder möchte den über 320 Seiten langen Bericht sorgfältig durchlesen, obwohl er das durchaus wert ist. Er enthält viele wichtige Informationen mit dem Vorteil, dass sie objektiv sind und auch keine weniger angenehmen Daten verschweigen, was in einem deutlichen Gegensatz zu Veröffentlichungen der Bundesministerien steht.
Hiermit wird ein Konzentrat interessanter Informationen aus dem Bericht vorgelegt und auch kommentiert, denn Bewertungen bietet die Schrift verständlicherweise nicht. Schließlich handelt es sich bei beiden Institutionen um Bundesbehörden, die ihre Regierung nicht kritisieren. Aber die Leser können ihre Schlußfolgerungen selbst ziehen.
Zitate aus dem Bericht und Kommentare („Komm.“) sind hier klar getrennt. Für diejenigen, die den Monitoringbericht selbst näher prüfen möchten, sind insbesondere die sehr guten Abbildungen und Tabellen zu empfehlen, die im Text genannt werden. Auch werden die Seitenzahlen, unter denen man die zitierten Informationen in der Langfassung findet, explizit genannt.
1. Stromerzeugung [Seite 15]
2013, Veränderung gegen 2012
• Kohle: Braunkohle: + 7,2 TWh = + 5,1 %
Steinkohle: + 6,0 TWh = + 5,6%
• Erdgas: – 8,3 TWh = – 12,4%
• Kernenergie: – 2,1 TWh = – 2,2%
Komm.: „Gas sinkt kräftig ab; Kohle kommt. Vorbild Deutschland für den sog. Klimaschutz. “
• Erneuerbare: + 8,2 TWh = + 5,9%
Davon PV: + 3,5 TWh = +13,3%
Gesamte installierte Leistung der EE-Anlagen: 78,4 GW (Ende 2012 71,7 GW)
Komm.: „Das ist fast so viel wie die gesamte konventionelle Leistung, die hier im Winter benötigt wird. Von dieser Leistung her betrachtet, haben wir jetzt ein doppelt vorhandenes Stromerzeugungssystem. Die Errichtungs- und Betriebskosten des zusätzlichen EE-Systems übertreffen jedoch die des bisherigen Systems bei weitem. Leider liefert das EE-System nur wenig Strom; schon gar nicht, wenn er gebraucht wird, und sein Beitrag zur Grundlast liegt nahe bei Null.“
Auszahlung an Vergütungen, Markt- und Flexibilitätsprämien: 19.637 Mio Euro [Seite 16]
Das sind + 6,2% gegenüber 2012 bezüglich der betr. Strommenge
„ „ + 2,7% „ „ „ „ von den ÜNB ausgezahlten Fördersumme.
Strompreise für Haushaltskunden (HH-Kunden) [Seite 159]
bei einem Verbrauch von 3.500 kWh
Abb. 71 zeigt die Entwicklung seit 200
Abb. 76 stellt die „Aufteilung des Einzelhandels-Preisniveaus für Haushaltskunden für den Zeitpunkt 1.4.2014“ als Kreisdiagramm dar.
Also Energiebeschaffung, Netzkosten, Umlagen, Umsatzsteuer etc. [Seite 167]
Wichtige Aussagen:
1.) Der von den Lieferanten beeinflussbare Anteil am Preis ist 26,6%
2.) Umlagen, Steuern und Abgaben betragen in Summe über 51 % des durchschnittlichen Elektrizitätspreises für HH-Kunden
Tabelle 42 zeigt die Zusammensetzung des über alle Vertragskategorien [Seite 168]
mengengemittelten Preisniveaus vom 1.4.2014 für Haushaltskunden im Detail
Nettonetzentgelt: 5,87 ct/kWh
Entgelt für Abrechnung: 0,34
„ „ Messung : 0,09
„ „ Meßstellenbetrieb: 0,24
Energiebeschaffung, Vertrieb,
sonstige Kosten und Marge : 7,86
Konzessionsabgabe: 1,60
Umlage nach EEG: 6,24
„ nach KWKG: 0,18
„ Offshore-Haftung: 0,25
„ f. abschaltbare Lasten: 0,01
Stromsteuer: 2,05
Umsatzsteuer: 4,71
Gesamt: 29,53 ct/kW
Entwicklung des Preisbestandteils „Energiebeschaffung, Vertrieb, [Seite 172]
sonstige Kosten und Marge“ für Haushaltskunden s. Abb. 80
„Der Anteil des Gesamtpreises, der unternehmerischen Entscheidungen des Lieferanten zugänglich ist, ist erneut gesunken.
Erstmals seit 2008 ist der Preis wieder unter 8 ct/kWh gefallen und trägt dazu bei, die stetig steigenden staatlich determinierten Preisbestandteile zu kompensieren.“
Aus Abb. 80 geht für 2014 ein Wert von 7,86 ct/kWh hervor.
Dieser Anteil lag am 1.4.2013 noch bei 8,34.
Komm.: „Leider wird hier nicht die sehr nahe liegende Frage beantwortet, ob diese Senkung der Erzeugungskosten nicht die logische Folge der durch das EEG bewirkten Vertreibung der teuer produzierenden Erdgaskraftwerke aus der Stromerzeugung ist (s. Ziff.1, Anfang) und ihr Anteil durch Kohlestrom ersetzt wurde.
Damit wird außerdem das Pressemärchen von den gierigen Stromkonzernen, die nur an einer Steigerung ihrer Gewinne interessiert sind, offiziell widerlegt.“
Stromsperrungen bei Haushaltskunden [Seite 149 u. 150]
2013 wurden 344.800 Sperrungen vollzogen – 7,15% mehr als im Vorjahr (321.800).
Sperr-Androhungen: 6,99 Millionen – 23,2 % „ „ „ (5,678 Mio)
Kosten für eine Sperrung: 13 – 168 €
Nachtspeicherheizungskunden [Seite 21]
Bei einem Verbrauch von 7.500 kWh: Mittlerer Strompreis 20,6
Ct/kWh; somit 1.545 €/a.
Entwicklung der installierten Leistung der nach [Seite 47]
EEG vergütungsfähigen Anlagen 2004-2013.
Abb. 14 zeigt diese Entwicklung als Grafik. Der Endpunkt für 2013 ist 78.423 MW.
Als Tabelle werden diese Daten in Tab. 7 (Installierte Leistung) und Tab. 8 (Jahresarbeit) aufgelistet. [Seite 49]
EEG-Umlage [Seite 171]
Abb. 79: „Entwicklung EEG-Umlage und Anteil am HH-Kundenpreis 2006 – 2014“
Diese Grafik endet 2014 bei 6,24 ct/kWh und einem Anteil von 21%.
Netzentgelte [Seite 17]
Stand 1.4.2014
• Haushaltskunden : 6,47 Cent/kWh (bei Verbrauch v. 3.500 kWh/a)
• Gewerbe : 5,65 „ ( „ „ 50 MWh/a )
• Industrie : 1,90 „ ( „ „ 24 GWh/a )
Europäischer Strompreisvergleich [Seite 181]
Abb. 84: „Vergleich der durchschnittlichen europäischen Strompreise für private Haushalte im 2. Halbjahr 2013“
„In Deutschland wird von Haushaltskunden der zweithöchste Gesamtpreis aller EU-Mitgliedsstaaten gezahlt. Mit durchschnittlich 29,21 ct/kWh übersteigt dieser um 60% den sich als Durchschnitt für alle 28 EU-Mitgliedsstaaten ergebenden Wert von 18,17 ct/kWh.
Abb.87: „Vergleich der durchschnittlichen europäischen Strompreise für Industrieabnehmer
(Verbrauch zwischen 2000 und 20.000 MWh/a) im 2. Halbjahr 2013.” [Seite 186]
Daten aus dieser Abbildung:
• Dänemark: 24,58 ct/kWh
(Komm.: „wegen ähnlich hoher Steuern plus viel Windkraftanlagen wie auch in Deutschland“)
• Zypern: 22,30 ct/kWh
• Italien: 17,90 „
• Deutschland: 16,89 „
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
• EU Mittel: 12,57 „
. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
• Bulgarien: 7,57 „
2. Netze [Seite 16]
Von insgesamt 1.887 km EnLAG-Leitungen (Netz-Ausbauplan) sind bisher lediglich 438 km (= 23%) realisiert.
Pilotstrecken mit Erdkabeln: Null
Planungen: [Seite 16]
2.800 km an Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen Onshore.
2.650 km Neubauvorhaben
Aufwendungen:
2013 wurden 1.335 Mio Euro für Investitionen und Aufwendungen in die Netz-Infrastruktur von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) aufgebracht.
Redispatch-Maßnahmen (Eingriffe des Netzbetreibers zur Stabilisierung des Netzes): [Seite 16]
Redispatch-Eingriffe im Jahr 2013: Gem. §13 Abs.1 EnWG:
Dauer der Eingriffe: 7.965 Stunden – das entspricht +11 % gegenüber 2012.
An 232 Tagen des Jahres wurden diese Eingriffe durchgeführt.
Die Mengen der Maßnahmen: 4.390 GWh (2013); 4.690 GWh (2012)
Kosten des nationalen Redispatch (Komm.: „für d. ÜNB – und dann in die Netzentgelte“): 132,6 Mio €
Orte der strombedingten Redispatch-Maßnahmen 2012:
Hier: auf den am stärksten betroffenen Netzelementen im Jahr 2012
Tabelle 11: (2012) [Seite 73]
Netzelement Regelzone Dauer (h) Remptendorf-Redwitz 50Hertz/TenneT 1875
Gebiet Lehrte (Umspannwerk) TenneT 1080
Wolmirstadt-Helmstedt 50Hertz 470
Umspannwerke Pulgar-Vieselbach 50Hertz 346
Tabelle 13: Gleiche Tabelle für : [Seite 75]
Gebiet Lehrte TenneT 2102
Remptendorf-Redwitz 50 Hertz/TenneT 1581
Gebiet Mecklar Tennet 629
Gebiet Conneforde TenneT 607
Bärwalde-Schmölln 50Hertz 359
Vierraden-Krajnik (Polen) 50Hertz 346
Komm.: „Die Redispatch-Maßnahmen haben somit 2013 zugenommen und weitere Netzelemente sind im Bereich der zahlreicheren Eingriffe aufgetreten. Die problematischste Schwachstelle im Höchstspannungsnetz ist die Leitung Remptendorf-Redwitz, die es weiterhin witterungsabhängig (!) verhindert, dass das von der Kernkraft-Stilllegung besonders betroffene Süddeutschland ausreichend Strom aus Nord- und Mitteldeutschland erhält. Auf den Wind-Zappelstrom aus Norddeutschland, der die Netzüberlastungen erzeugt, könnten Baden-Württemberg und Bayern gerne verzichten, nicht aber auf den Strom aus den west- und mitteldeutschen Braunkohlerevieren. Der Ökostrom der Nord-Windmühlen sorgt somit dafür, dass in den durch ihn selbst verursachten Engpaßsituationen jeglicher Strom den Süden Deutschlands trotz verzweifelter Redispatch-Eingriffe kaum oder gar nicht erreichen kann. Dafür belastet der Windstrom die Nachbarländer (s.u.) .
Folge: Stromversorgung Süddeutschlands aus dem Ausland unverzichtbar (s.u.).“
Zitat: [Seite 77]
„Die Leitung Remptendorf-Redwitz gehört weiterhin zu den besonders stark belasteten Netzelementen. Mit einer wesentlichen Entlastung der Situation ist erst nach Komplettierung der Thüringer Strombrücke (EnLAG-Projekt Nr.4) zu rechnen.“
Abregelungen [Seite 17]
(Abschaltung von Erzeugern): 12.813 MWh bei den EE-Anlagen
Die Ausfallarbeit durch Einspeise-Management-Maßnahmen nach $11 EEG (2012) (Komm.: „vornehme Bezeichnung der Abschaltung störender PV- oder Windkraftanlagen WKA“) ist um 44% auf 555 GWh gestiegen (0,44% der ges. Erzeugung)
Entschädigungszahlungen dafür lt. EEG: 43,7 Mio Euro (2012: 33,1 Mio)
• davon 87% für WKA und 12% für PV.
Komm.: „Auch das geht natürlich in die EEG-Umlage“.
Stromaustausch mit dem Ausland [Seite 18]
Netto-Überschuß: 32,5 TWh (2013)
„ „ 21,7 „ (2012)
„ „ 3,0 „ (2011)
Komm.: „Damals – 2011 – wurde noch kein Strom unter den Gestehungskosten ins Ausland geliefert; z.T. umsonst oder sogar mit Zuzahlung“.
Exporterlöse [Seite 18]
Im Mittel 36,98 €/MWh = 3,7 Cent/kWh
Komm.: „….man vergleiche das mit den Vergütungszahlungen für die kWh EE-Strom.“
3. Netzstrukturen 2013 [Seite 22]
Netzbetreiber 4 ÜNB 804 Verteilnetzbetreiber
Stromkreislänge (km) 34.855 1.763.083
… davon Höchstspannung 34.631 348
… „ Hochspannung 224 96.084
… „ Mittelspannung 0 509.866
… „ Niederspannung 0 1.156.785
Komm.: Es ist zu beachten, dass sich die derzeitige Hauptaktivität beim EEG-verursachten Netzausbau auf die Höchstspannungsebene konzentriert (Betreiber die ÜNB); dass aber durch die flächig verteilten Wind- und Solarstrom-Einspeiser ernste Überlastungsprobleme allein in den unteren Netzebenen verursacht werden, die sich bei dem von der Regierung geplanten weiteren Ausbau dieser Erzeuger noch verschlimmern werden. Und diese unteren Netze haben eine Länge von zusammen 1,76 Millionen km – dagegen sind die 34.800 km des Höchstspannungsnetzes nur ein kleiner Teil. Wenn erst diese 1,76 Mio km in ihrer Transportkapazität und in ihrem Regelungsvermögen entsprechend ausgebaut werden sollen, wird es richtig teuer.“
Verteilnetzbetreiber-Anteil nach ihrer Stromkreislänge in % [ Seite 22]
0 – 250 km : 39 % 501-1000 km : 17 % 4001-8000 km: 3 %
251- 500 km: 24 % 1001-4000 km: 14 % > 8000 km: 4 %
s. Abb. 1
Markt- und Netzbilanz [Seite 23]
Gesamte el. Nettoleistung (GW) Ende 2013: 188,1 GW
… davon nach EEG vergütungsfähig: 78,4 GW = 41,7 %.
Gesamte Netto-Erzeugungsmenge (TWh): 590,8 ↓
… davon EEG-vergütungsfähige Erzeugung: 125,7 = 21,3 %
Komm.: „…und das trotz Vorrangs-Einspeisung. M.a.W.: Jedes teuer installierte Kilowatt an EE-Leistung liefert nur die Hälfte des weitaus billigeren installierten Kilowatts in Kohle-, Gas- oder Kernkraftwerken“.
Eine gute grafische Darstellung bietet Abb. 7 „Installierte elektrische Erzeugerleistung , Oktober 2014“ auf [Seite 37].
Neubauten und Stillegungen von Kraftwerken [Seiten 39, 43, 54]
Von 107,1 GW Erzeugerleistung („nicht erneuerbare“ = konventionelle) sind 3,6 GW vorläufig stillgelegt: Das sind überwiegend Erdgaskraftwerke.
Bislang wurden bei der Bundesnetzagentur insgesamt 48 wirksame Stilllegungsanzeigen (geplante vorläufige und geplante endgültige) abgegeben. Stand 12.11.2014)
Zusammen genommen weisen diese Kraftwerksblöcke eine Netto-Nennleistung i.H.v. 12.815 MW auf.
• Zur endgültigen Stilllegung wurden 32 Blöcke mit 8.051,4 MW angezeigt. [Seite 55]
• Davon wurden seitens der ÜNB 11 Blöcke mit 2.697,4 MW als systemrelevant ausgewiesen.
• Für weitere 6 Blöcke mit 1.895 MW steht die Systemrelevanz-Ausweisung der ÜNB noch aus.
Reservekraftwerke, die nur auf Aufforderung des ÜNB betrieben werden: 2,2 GW.
Gegenüberstellung von Neubauten und Stilllegungen [Seite 43]
Eine sehr informative Darstellung bieten die Abb. 11 und Abb.12 (letztere für Süddeutschland) für die Jahre 2014 – 2018.
Abb.11. „Aufnahme kommerzielle Stromerzeugung / Endgültige Stilllegung von dargebotsunabhängigen (konventionellen) Kraftwerken“
Darin Daten:
• Im Bau 6.523 MW (davon „gerade einmal“ 1.108 MW in Süddeutschland)
• aber 11.747 MW (davon enorme 6.825 MW in Süddeutschland) planen die Kraftwerksbetreiber bis 2018 endgültig stillzulegen !
• Das bedeutet: die „dargebotsunabhängige“ Kraftwerkskapazität sinkt demnach um 5.244 MW.
Komm.: „Diese Schätzungen beruhen auf der wohl kaum berechtigten Annahme, daß die überschuldeten Energiekonzerne E.oN, RWE, EnBW und Vattenfall ihre früher einmal geplanten Neubaupläne auch zu 100% umsetzen werden. M.E. eine Illusion. Die Lücke dürfte tatsächlich noch wesentlich größer ausfallen.
Die Bundesnetzagentur verbietet nun reihenweise die angemeldeten Stilllegungen:
– Bei nicht „systemrelevanten“ Kraftwerken: Weiterbetrieb auf Kosten des Betreibers für ein Jahr.
– Bei „systemrelevanten“ Kraftwerken, zu denen jetzt alle süddeutschen Kraftwerke gehören, wird die Stilllegung für 3 Jahre verboten (die B.Netz-A strebt eine Verlängerung dieses Zeitraums an) und für das erste Jahr gibt es wie oben keine Entschädigung. Für die Folgejahre gibt es eine – nach Verhandlungen.
Angesichts der Situation der Betreiber ist damit zu rechnen, daß einige von ihnen ihre zur Stilllegung gemeldeten Kraftwerke ohne Rücksicht auf Verbotsschreiben der B.-Netz-A. doch stilllegen werden – und sich dann die Betreiber verklagen lassen. Daß es dann tatsächlich Gerichte gibt, die ein Unternehmen per Strafandrohung zwingen wollen , eine eindeutig Verluste produzierende Anlage unter Hinnahme weiterer Verluste weiter zu betreiben, ist zumindest zweifelhaft.
Es gibt da ein Grundgesetz, in dem etwas über den Schutz des Eigentums steht. Ferner sind die Pflichten eines Vorstands gegenüber den Aktionären gesetzlich geregelt – und die passive Hinnahme extern zugefügter Schäden ist diesen nicht erlaubt. Und auf jeden Fall gäbe es Verfahren, das durch alle Instanzen gehen würden. Und in dieser Zeit stünde das Kraftwerk still.
Das Ergebnis könnte sein, daß das Gesetz, nach dem die B. Netz-A. derzeit handelt, also der §13a EnWG, als gesetzwidrig eingestuft wird“.
Bis Anfang Juli 2014 wurden 5 Kraftwerksblöcke mit 668 MW, die zur endgültigen Stilllegung angemeldet waren, als systemrelevant eingestuft.
Diese sind jetzt in den o.g. 2,2 GW Reservekapazität enthalten – und in der Abb.11 nicht berücksichtigt !
Komm.: „Die geplante Stilllegung beträgt demnach 11.747 MW (s.o.) plus 668 MW = 12.415 MW“.
Es könnte sich bis zum 31. Dez. 2018 [Seite 44]
• bundesweit ein negatives Saldo von – 5.224 MW
• und in Süddeutschland „ „ „ „ – 5.717 MW ergeben.
Darin sind 4 Kraftwerksblöcke in Süd-D. mit 992 MW als „systemrelevant“ ausgewiesen, die demnach nicht stillgelegt werden (sollten).
Erläuterung: Die o.e. Abb.12 „Aufnahme kommerzieller Stromeinspeisung / Endgültige Stilllegung von dargebotsunabhängigen Kraftwerken“ ist die Darstellung der Neubau/Stilllegungs-Situation in Süddeutschland (d.h. der Raum südlich der Horizontale Frankfurt/Main).
Dazu gehört die oben angeführte Zahl von minus 5.717 MW bis Ende 2018.
4. Versorgungssicherheit [Seite 52]
Zitat Nr. 1:
„Den stärksten Belastungen ist das Übertragungsnetz während des Winterhalbjahres ausgesetzt, wenn häufig hohe Netzlasten und starker Wind mit entsprechend hoher Leistung aus Windkraftanlagen (WKA) in Kombination auftreten. Die niedrigen Temperaturen und die früh einsetzende Dunkelheit tragen zur relativ hohen Last bei. Kommt es gleichzeitig zu hohen Stromeinspeisungen durch WKA in Norddeutschland und zusätzlich zu ungeplanten Kraftwerksausfällen in Süddeutschland, werden die Stromleitungen stark beansprucht. Würden hierbei die technischen Grenzwerte der zulässigen Leitungsbelastung überschritten, dann würden sich die überlasteten Leitungsbestandteile automatisch abschalten, damit Schäden und Zerstörungen an den betroffenen Leitungen vermieden werden. Durch die Abschaltung eines Leitungsbestandteils bahnt sich der Strom einen Weg über die verbliebenen Leitungsbestandteile und verursacht dort wiederum Leitungsüberlastungen, mit der Folge, dass sich auch die zusätzlichen belasteten Leitungen automatisch abschalten.
In der Konsequenz würden diese Leitungsabschaltungen zu Störungen bzw. Unterbrechungen bei der Stromversorgung führen.“
Zitat Nr. 2: [Seite 53]
„Es besteht südlich der kritischen Netzregionen, also dort, wo für die Redispatch-Maßnahme die Einspeiseleistung in das Netz erhöht werden muß, ein Defizit an gesicherter Kraftwerksleistung. Im Süden Deutschlands ist in besonders kritischen Netzsituationen nicht in ausreichendem Umfang Kraftwerksleistung für die ÜNB zur Durchführung von Redispatchmaßnahmen vorhanden.
Vor diesem Hintergrund müssen die ÜNB bereits seit dem Winter 2011/2012 zusätzliche Reservekraftwerke aus dem südlichen Ausland vertraglich beschaffen.“
Komm.: „Im Norden die „kritischen Netzregionen“,
im Süden zu wenig Kraftwerksleistung für die Sicherstellung der Netzsicherheit in „kritischen Netzsituationen“.
Damit bescheinigen die Autoren des Berichts – zwei Bundesbehörden – speziell der letzten aber auch der jetzigen Regierung eine planlose und verantwortungslose Energiepolitik. Insbesondere die abrupte und ohne jede Notwendigkeit durchgesetzte Abschaltung mehrerer Kernkraftwerke hat zu den zwangsläufigen und bedrohlichen Engpaßsituationen geführt, gegen die die ÜNB in steigender Häufigkeit und mit der deprimierenden Aussicht auf eine weitere Verschlechterung ankämpfen“.
Zitat Nr. 3: [Seite 53]
„Für den Zeitraum 2015/2016, in dem spätestens Ende 2015 das KKW Grafenrheinfeld vom Netz geht, beläuft sich der Reserveleistungsbedarf auf 6000 MW. Im Zeitraum 2017/2018, der sich durch die Außerbetriebnahme von Grundremmingen B auszeichnet, die spätestens am 31.12.2017 erfolgt, erhöht sich der Netzreservebedarf auf 7000 MW.“
Komm.: „…man wird sehen, ob dafür genügend ausländische Kraftwerke zur Verfügung stehen“.
Zitat Nr. 4: [Seite 54]
„Große praktische Bedeutung kommt den ausländischen Kraftwerksbetreibern zu, insbesondere aus Italien, Frankreich und Östereich, ohne deren Anlagen der Reservebedarf nicht gedeckt werden könnte.“
Komm.: „Dazu gehören Kohle-, Öl- und Kernkraftwerke (Frankreich), die die gefährlichen Folgen der deutschen Energiewende für Süddeutschland abwenden sollen. Man nimmt alles, was hilft. Böse sind ja nur die deutschen Kernkraftwerke.
Die bayerische Landesregierung setzt nach neueren Informationen auf mehr Strom aus Östereich und lehnt angesichts des massiven Widerstands der ostbayerischen Bürgerinitiativen die neuen Nord-Süd-Leitungstrassen ab. Die kämen ohnehin viel zu spät, wenn sie überhaupt kämen, und falls sie tatsächlich Wind-Zappelstrom liefern sollten, wäre es für Bayern vollkommen sinnlos. Die eigenen WKA-Ausbaupläne hat Bayern gerade mit der 10-H-Regel zu Grabe getragen; es kann jetzt keinen weiteren WKA-Ausbau mehr geben.
Fazit: Bayern verabschiedet sich stillschweigend von der Energiewende und orientiert sich nach Süden“.
–Reserveleistungsbedarf f.d. Winterhalbjahr 2014/15: 3,1 GW [Seite 16]
• davon 2,2 GW deutsche Reserve-Kraftwerke
• und 0,9 GW in Östereich und Italien
• Als systemrelevant festgelegt (Komm.: „beantragte Stilllegung verboten“) :
9 Kraftwerks- Blöcke mit 1.660 MW
• Zusätzlicher Bedarf wegen des „Streckbetriebs“ des KKW Grafenrheinfeld: + 0,5 GW im Quartal 2015
Netzbelastungen im angrenzenden Ausland [Seite 113]
Komm.: „Ein kleines Lehrstück über die politisch inkorrekte Physik und die Folgen“
Zitate:
„Die Richtung des Stromflusses entspricht nicht immer der Handelsrichtung. Der Strom fließt in Richtung des geringsten Widerstands. So fließt er zum Teil durch die Leitungen angrenzender Nachbarländer. Es sind „ungeplante“ Stromflüsse.
Ausgehend vom Norden Deutschlands treten diese ungeplanten Stromflüsse insbesondere in Erzeugungssituationen mit starker Windeinspeisung auf. Innerdeutsche Nord-Süd-Flüsse sowie Handelsflüsse zwischen Deutschland und Östereich nehmen daher teilweise den Weg über Polen und Tschechien bzw. die Niederlande, Belgien und Frankreich.
Um dem zu begegnen, besteht die Möglichkeit, sog. Phasenschieber (PST) zu errichten, die den Stromfluß auf einer Leitung wie mit einem Ventil begrenzen können.
Die Installation von PST hat bereits gute Ergebnisse bei der physikalischen Begrenzung der Transitflüsse durch Belgien geführt.
Allerdings werden die deutschen Netze vor allem in Nord-Süd-Richtung dadurch noch stärker belastet.“
„Die ersten PST werden voraussichtlich Ende 2015/Anfang 2016 an der deutsch-polnischen Grenze installiert. Parallel dazu hat die 50Hertz Transmission GmbH mit dem tschechischen ÜNB CEPS vereinbart, bis Ende 2016 ebenfalls PST an der deutsch-tschechischen Grenze zu installieren und diese koordiniert zu betreiben.“
Komm.: „Was diskret verschwiegen wurde: Die Einrichtung von Phasenschiebern an der deutsch-polnischen Grenze erfolgt auf massiven Druck aus Warschau. Nun werden an zwei Grenzübergängen PST gebaut, wobei sich Deutschland an der Finanzierung beteiligt und dafür einen gemeinsamen dt.-pol. Betrieb der Anlagen zugestanden erhielt. Mit Tschechien ist offenbar das gleiche Verfahren vereinbart worden. In beiden Fällen muss man annehmen, dass die Polen und Tschechen die ungeregelten Stromspitzen, die ihr Netz massiv störten, nicht mehr hinnehmen wollten und mit einer Sperre des Stromaustauschs drohten.
Der Satz „Allerdings werden die deutschen Netze vor allem in Nord-Süd-Richtung dadurch noch stärker belastet“ beschreibt ehrlich die Strafe, die jetzt den Energiewende-Planern für ihren rücksichtslosen Umgang mit den Nachbarländern droht: Wenn mehrere von ihnen (Frankreich und die Schweiz fehlen noch; Östereich will erst einmal viel mehr Geld sehen) als Müllhalde für deutschen Wind- und PV-Überschußstrom ausfallen, wird die Situation im deutschen Netz sehr viel ernster.
Einziger Ausweg: „Einspeise-Management-Maßnahmen“ nach EEG bzw. „Abregeln“ – m.a.W. Abschalten der lästigen Einspeiser – und natürlich deren Entschädigung gem. EEG. Es wird also noch teurer für die Stromkunden.
….und der WKA- und PV-Ausbau geht weiter; für den Klimaschutz“.
6. Gasmarkt [Seite 197]
„Gut 10 % des deutschen Gasverbrauchs werden durch inländische Gasförderung gedeckt. 2013 ging die Erdgasproduktion in Deutschland um 1,0 Mrd m3 auf 9,7 Mrd m3 zurück – das entspricht einem Rückgang von 9,3 % gegenüber 2012. Die stetige Abnahme der inländischen Erdgasreserven sowie der Produktion ist im Wesentlichen auf die zunehmende Erschöpfung und Verwässerung der vorhandenen Lagerstätten zurückzuführen.“
„Die statische Reichweite der sicheren und wahrscheinlichen Erdgasreserven ……… betrug 9,7 Jahre am 1.1.2014 und verringerte sich gegenüber 1.1.2013 um fast ein Jahr.“
Abb.97: Statische Reichweite der deutschen Erdöl- und Erdgasreserven seit 1991…Seite 207
„Das in den Untergrundspeichern maximal nutzbare Arbeitsgasvolumen beträgt 25,45 Mrd m3.“
„Die Importmenge von Gas nach Deutschland ist von 1535 TWh (2012) auf 1778 TWh (2013) um rund 18,8 % gestiegen.“
„Die wichtigsten Bezugsquellen sind die GUS-Staaten; es folgen Norwegen und die Niederlande. Letztere als Handelsplatz und Anlandepunkt für Flüssiggas und als Verbindung zu den Erdgasquellen in Norwegen und Großbritannien.
Quelle: Monitoringbericht 2014, Bundeskartellamt und Bundesnetzagentur, 14.11.2014;
Dr.-Ing. Günter Keil
Sankt Augustin
1.1.2015