Source: https://stattwerk.com/Energielexikon/Sprache/en
Timestamp: 2019-05-22 21:21:20+00:00

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Energy Business Glossary
In our ‘Energy’ business glossary, you will find terms and legal information which may affect our field of business.
As an industry player, you are probably familiar with the most common terms, though some rules may require your special attention and are thus highlighted here.
AbLaV - Verordnung zu Abschaltbare Lasten
Anwendungsbereich: Diese Rechtsverordnung verpflichtet die Betreiber von Übertragungsnetzen zur Durchführung von Ausschreibungen im Sinne von § 13 Absatz 4a Satz 1 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) und zur Annahme eingegangener Angebote zum Erwerb von Abschaltleistung aus abschaltbaren Lasten bis zu einer Gesamtabschaltleistung von 3 000 Megawatt. Es werden die Anforderungen an die Verträge über den Erwerb von Abschaltleistung aus abschaltbaren Lasten, die Kriterien für wirtschaftliche und technisch sinnvolle Angebote im Sinne von § 13 Absatz 4b Satz 3 und 4 des Energiewirtschaftsgesetzes, das Verfahren zu Ausschreibung und zum Abruf der Abschaltleistung, die Vergütung für abschaltbare Lasten sowie die Durchführung des Belastungsausgleichs, die Berichtspflicht der Bundesnetzagentur und besondere Pflichten der Vertragsparteien näher ausgestaltet.
Novellierung seit 20. 12. 2012: Mit der Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) vom 20. Dezember 2012 wurde seitens des Gesetzgebers die Möglichkeit geschaffen, dass zukünftig auch Anbieter von abschaltbaren Lasten für Maßnahmen zur Aufrechterhaltung der Netz- und Systemsicherheit vertraglich verpflichtet werden können. Hierbei bilden die Paragraphen §13 Abs. 4a und 4b EnWG die rechtliche Grundlage für weitere Spezifikation von Anforderungen, Vergütungs- sowie Kostenregelungen im Zusammenhang mit den abschaltbaren Lasten. Diese werden zusammen mit den Kriterien für eine technisch und wirtschaftlich sinnvolle Anwendung in der „Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten“ (AbLaV) weiter präzisiert.
Gesamtabschaltleistung der ÜNB: Gemäß der AbLaV werden die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zukünftig eine Gesamtabschaltleistung von 3.000 Megawatt monatlich ausschreiben. Zur Teilnahme an einer Ausschreibung ist jeder Anbieter berechtigt, der über eine Abschaltleistung verfügt, die die technischen Anforderungen aus den Paragraphen §5 bis 7 AbLaV erfüllt. Die Erfüllung der Anforderungen ist im Rahmen eines Präqualifikationsverfahrens dem ÜNB nachzuweisen.
Bilanzkreis (auch: Bilanzkreismanagement )
Der Begriff Bilanzkreis stammt aus der deregulierten bzw. liberalisierten Energiewirtschaft und bezeichnet hier ein virtuelles Energiemengenkonto für Strom, aber auch Gas, auf welchem die Entnahmen durch die Verbraucher, sowie Einspeisungen etwa durch Kraftwerke und Handelsgeschäfte mit anderen Bilanzkreisen saldiert werden.
In dem so genannten Bilanzkreis fassen Gas- wie Stromhändler all ihre Einspeise- und Entnahmestellen innerhalb einer Regelzone, sowie die Fahrplanlieferungen von und zu anderen Bilanzkreisen zusammen.
Der Bilanzkreis ist also das Konvolut von Einspeise- und Entnahmestellen bei einem so genannten Bilanzkreisverantwortlichen in einer Netzzone, welche durch den Bilanzkreismanager beschlossen wird. Dies soll dem Zweck dienen, Transaktionen für Händler und Lieferanten zu ermöglichen.
Bilanzkreise sind also, zusammen gefaßt, virtuelle Energiemengenkonten, um alle tatsächlichen Einspeisungen und Entnahmen (physikalische Netzanschlüsse) von Strom und Gassowie von Energieflüssen zwischen den Bilanzkreisen (Handelsgeschäfte) innerhalb einer Regelzone zu saldieren.
Bilanzkreisregularium beim deutschen Strom- und Gasmarkt
a)	Strom
Im deutschen Strommarkt sind die Regeln, nach denen alle Marktakteure zu verfahren haben, derzeit in den Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom (MaBiS) festgelegt. Die MaBiS folgen einem Beschluss der Bundesnetzagentur (BNetzA) in Bonn.
Die so genannte Zuordnungsliste ist die für die Bilanzierung verbindliche Liste, welche der Netzbetreiber vor dem Liefermonat als Grundlage dem Lieferanten sendet. Als Grundlage muss dem Lieferanten die Zuordnungsliste am 16. Werktag des Monats vor Liefermonat vorliegen.
Achtung: Liegt diese Zuordnungsliste nicht bis zum vorgenannten Stichtag vor, so fehlt damit die Grundlage für die entsprechende Bilanzierung.
Daraus folgt: Eine Energieeinstellung durch den Lieferanten muss in diesem Fall dann nicht stattfinden. Die daraus resultierende Konsequenz ist, daß in jedem Falle nun der Netzbetreiber die Rechnung trägt.
Mit der Richtlinie Datenaustausch und Mengenbilanzierung (DuM) wurde im Jahre 2005 durch die VDN (Verband deutscher Netzbetreiber) der erste verbindliche Rahmen für eine automatisierbare Bilanzkreisabrechnung für das Medium Strom entwickelt und verbindlich reglementiert.
Aus der DuM ging später die voran dargestellte MaBis hervor. Die MaBiS 1.0 trat schließlich am 01. April 2011 in Kraft. In weiter Ergänzung zur DuM legten die Entwickler der MaBiS gerade beim vollautomatischen elektronischen Datenaustausch besonderen Wert: Der vollautomatische elektronische Datenaustausch erfasst bzw.umfasst alle wesentlichen Prozesse auch nach der Bilanzkreisabrechnung, wie z.B. die Klärungsprozesse zur Zuordnung der Differenzen.
Für diesen Zweck wurden die bestehenden EDIFACT - Nachrichtentypen auf den deutschen Energiemarkt präzisiert. Ferner wurden zur korrekten Umsetzung der automatisierten Prozessabwicklung weitere Nachrichtentypen neu aufgenommen.
Merke: Ein Bilanzkreis kann eine beliebige Anzahl von Entnahme- und Einspeisestellen innerhalb einer Regelzone umfassen. Der Bilanzkreisverantwortliche (BKV) ist dabei für einen ausgeglichenen ¼-Stunden-Saldo, also der Leistungsbilanzsowie für die verbleibenden Abweichungen verantwortlich.
Besonderheiten bei Windstrom: Der Bilanzkreis für Windenergie ist ein besonderer Vorgang. Die Einspeiser sind Windenergieerzeuger aber auch andere Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Die ÜNB sind derzeit (Stand:August 2015) gesetzlich dazu verpflichtet, einen Anteil von insgesamt 36 Prozent des gesamten deutschen Windenergiestroms in ihr jeweiliges Netz aufzunehmen.
Die eingespeiste Windleistung stellt allerdings eine nur sehr schwierig zu bestimmende Größe dar. Obwohl die Windkraft immer besser prognostiziert werden kann,liefert die tatsächliche Windeinspeisung nach wie vor einen der wichtigsten Gründe für den Einsatz von Regelenergie zur Glattstellung von Bilanzkreisen.
b)	Erdgas
In der Gaswirtschaft wird zwischen Ausspeisenetzbetreibern (ANB), Marktgebietsverantwortlichen (MGV; früher Bilanzkreisnetzbetreiber, BKN) und Bilanzkreisverantwortlichen (BKV) unterschieden.
Transportkunden besitzen so genannte Subbilanzkreise beim Bilanzkreisverantwortlichen, der für sie entgeltlich die Prognosen für die kommenden Zeitperioden erstellt und adäquate Gasmengen beim Marktgebietsverantwortlichen nominiert. Dabei muss stets auf die Ausgeglichenheit des gesamten Bilanzkreises geachtet werden.
Besonderheiten beim Gasnetz - Bilanzkreis:
1)	Ein- und Ausspeisepunkte (Entry- und Exit)
Für die Nutzung der Gasnetze werden Gebühren erhoben, die unabhängig von der Entfernung der Ein- und Ausspeisepunkte sind. Für den Netzzugang werden so genannte Entry- und Exitkapazitäten gebucht. Damit dies realisiert werden kann, sind die jeweiligen Netzbetreiber dazu verpflichtet, freie Kapazitäten im Internet bekannt zu geben. Außerdem müssen die Ein- und Ausspeisepunkte benannt werden, zwischen denen das Gas transportiert werden kann.
2)	Regelenergiebedarf
Der Saldo der Ausgleichsenergie über alle bestehenden Bilanzkreise ist der so genannte Regelenergiebedarf. Der Regelenergiebedarf wird durch interne Regelenergie (z.B. Netzpuffer) und gegebenenfalls externe Regelenergie (Gasein- und verkäufe durch den MGV) gedeckt. Die wesentlichen Richtlinien des Bilanzkreismanagements sind aktuell im GABi Gas Regelwerk festgelegt, welches ebenfalls durch die BNetzA entwickelt, reglementiert und heraus gegeben wurde.
3)	Grenz- und Marktgebietsübergangskapazitäten
Marktgebietsübergangskapazitäten ebenso wie die Grenzübergangskapazitäten zu Nachbarländern sind in Deutschland knapp und können zu Störungen im Handel zwischen den Marktgebieten führen, infolge dessen sich in den jeweiligen Gebieten zum Teil unterschiedliche Preise für Erdgas einstellen.
Insbesondere auf Druck durch die BNetzA, welche sowohl die Preistransparenz als auch die Liquidität des Gasmarktes fördern wollte, ist die Anzahl der Marktgebiete in den vergangenen Jahren stetig reduziert worden. Das bedeutet, von über 40 Marktgebieten im Jahr 2006 auf heute nur noch zwei, nämlich Gaspool in Nord- und Ostdeutschland sowie NetConnect Germany in Süd- und Westddeutschland.
Zur Gewinnung elektrischer Energie und Wärme werden auch BHKW (Blockheizkraftwerk) genutzt. Ein Blockheizkraftwerk (BHKW) ist eine modular aufgebaute Anlage zur Gewinnung von elektrischer Energie wie auch Wärme. Das BHKW besteht im Grunde aus einem Motor, dem jeweiligen Generator und einem Wärmetauscher.
Der Motor wird mit einem Brennstoff betrieben. Die hierbei erzeugte Energie wandelt der Generator in elektrischen Strom um. Gleichzeitig wird die anfallende Abwärme durch den Wärmetauscher als Heizenergie brauchbar gemacht. Das BHKW kann vorzugsweise am Ort des Wärmeverbrauchs betrieben werden. Damit kann auch die Nutzwärme in ein lokales Nahwärmenetz eingespeist werden.
BHKW mit direktem Nutzen am Ort
Sie nutzt dafür das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung.Vorzugsweise wird diese modular aufgebaute Anlage am Ort des Wärmeverbrauchers betrieben. Alternativ kann sie jedoch auch als Nutzwärme in ein Nahwärmenetz eingespeist werden. Dabei setzt sie auf das Prinzip der Kraft-Wärme-Kopplung.
Der größere Gesamtnutzen resultiert aus der direkten Nutzung am Ort der entstandenen Abwärme der Stromerzeugung. Durch die ortsnahe Nutzung der Abwärme wird die eingesetzte Primärenergie zu 80 % bis über 90 % genutzt. Bis zu 40 % Primärenergie können Blockheizkraftwerke so einsparen.
Mini- und Mikro- KWK
BHKW-Module haben elektrische Leistungen zwischen einem Kilowatt (kW) und einigen zehn Megawatt (MW). Unter 50 kW spricht man auch von Mini-Kraft-Wärme-Kopplung (Mini-KWK), unter 10 kW von Mikro-KWK. Anlagen mit weniger als 2,5 kW nennt man auch Nano-BHKW.
Mini- und Mikro-KWK werden in Wohn- und Geschäftsquartieren, Krankenhäusern, Schwimmbädern und Mehrfamilienhäusern, aber auch in Betrieben und im Siedlungsbau verwendet. Insbesondere die Nano-BHKW-Klasse eignet sich auch für Einfamilienhäuser.
BHKW - Betrieb
Bei einem stromorientierten Betrieb bleibt die erste Steuerungsgröße der Wärmebedarf. Regelungstechnisch wird aber der Deckung der Stromlast so weit wie möglich nachgekommen. Das BHKW läuft bei Strombedarf, die Wärme wird direkt genutzt oder in einem Wärmespeicher für eine spätere Nutzung zwischengepuffert.
Reduktion von Treibhausgasen und effiziente Energienutzung
Der wirtschaftliche und ökologische Grundgedanke des wärmegeführten Betriebes liegt darin, erzeugte Wärme vollständig und möglichst auch den Strom vor Ort zu nutzen. Nicht gebrauchter Strom wird gegen Vergütung ins öffentliche Stromnetz eingespeist.
Da auf diese Weise weniger an herkömmlicher Kraftwerkskapazität für die Stromerzeugung benötigt wird, substituiert die verstärkte Nutzung von BHKW den Strom aus fossilen Kondensationskraftwerken der Mittellast (hauptsächlich Kohle) und ermöglicht damit einen geringeren Kohlendioxid-Ausstoß. Das soll in Deutschland auch durch gesetzliche Regelungen wie das KWKG unterstützt werden.
CO2 - Zertifikate und Emissionsrechtehandel
Im Zuge der gezielten Treibhausgasreduktion werdendie so genannten CO2 - Zertifikate als Emissionsrechte gehandelt. Dieser Emissonsrechtehandel bzw. Handel mit Emissionszertifikaten stellt ein Instrument der umweltpolitischen Maßnahmen dar, welches Schadstoffemissionen bei weitgehend geringen ökonomischen Kosten reduzieren soll.
Vor allem in der Europäischen Union wird der EU - Emissionshandel für Kohlenstoffdioxid (CO“) - Emissionen. welcher seit 2005 auch gesetzlich verankert wurde, voran geführt. Schon 1968 hat John Harkness Dales ein Modell zum Emissionshandel entworfen: J. H. Dales schlug in seinem Buch Pollution, Property and Prices vor, einen Markt für Verschmutzungsrechte einzurichten, um Gewässerverschmutzung durch Industrieabwässer zu begrenzen.
Definition der Obergrenzen Dafür muss zuerst eine Obergrenze für bestimmte Emissionen (z. B. Kohlenstoffdioxid, Schwefeldioxid, Stickoxid) innerhalb eines konkreten Gebiets und eines konkreten Zeitraums politisch festgelegt werden. Dann werden, entsprechend dieser Obergrenze, sogenannte Umweltzertifikate ausgegeben, die zur Emission einer bestimmten Menge berechtigen. Wird z. B. für eine bestimmte Region eine Obergrenze von 100 Millionen Tonnen Kohlenstoffdioxid innerhalb eines Jahres festgelegt, so werden Zertifikate ausgegeben, die insgesamt zur Emission von 100 Mio. Tonnen CO2 berechtigen. Diese Obergrenze kann in den folgenden Jahren schrittweise gesenkt werden. Da diese Zertifikate frei handelbar sind, wird der Preis für diese Zertifikate durch die Nachfrage bestimmt. Emissionen, die ohne Emissionsrecht erfolgen, werden mit einer Strafe belegt. Im englischen Sprachgebrauch spricht man auch von cap and trade.
Derzeit gibt es zwei Handelssysteme für Treibhausgase: Den im Kyoto-Protokoll vereinbarten bilateralen Handel zwischen Annex-I Staaten sowie innerhalb Europas den EU-Emissionshandel für Unternehmen. Ausgangspunkt ist die Erkenntnis, dass viele Schadstoffe nicht nur lokal wirken, sondern großräumig, so dass die Minderung von Emissionen nur über große geographische Räume betrachtet und bewertet werden kann.
Kyoto - Protokoll 1997 setzte Ziele Das Kyoto-Protokoll, ein am 11. Dezember 1997 beschlossenes Zusatzprotokoll zur Ausgestaltung der Klimarahmenkonvention (UNFCCC) der Vereinten Nationen mit dem Ziel des Klimaschutzes, enthält als wesentliches „flexibles“ Instrument einen Handel mit Emissionsrechten zwischen Staaten.
In Europa versuchte die Europäische Union mit dem EU-Emissionsrechtehandel seit 2005 zunächst, das im Kyoto-Protokoll festgelegte Klimaschutzziel zu erreichen. So ist das weltweit erste multinationale Emissionsrechtehandelssystem realisiert worden, welches als Vorreiter eines möglichen weltweiten Systems Maßstäbe setzt.
Die vom Menschen verursachten Emissionen von Treibhausgasen, also Gasen, die zu einer weiteren Erwärmung der Erdatmosphäre beitragen, sollen weltweit reduziert werden. Damit soll die drohende Klimaveränderung abgewendet bzw. deren Fortschreiten abgebremst werden. Kohlenstoffdioxid (CO2) ist das Treibhausgas mit der mengenmäßig größten Emission.
Einige andere Gase sind trotz sehr geringer Emissionsmengen für den Treibhauseffekt von Bedeutung. Die Bemessung dieses Anteils geschieht mit Hilfe des Treibhauspotentials (GWP). Dieser Wert gibt an, wie groß der jeweilige Beitrag eines Gases zum Treibhauseffekt in CO2-Äquivalenten ist. Meist wird das Treibhauspotential auf 1 kg Gas und einen Betrachtungszeitraum von 100 Jahren bezogen: Das Treibhauspotential von beispielsweise 1 kg Methan entspricht dem von 25 kg CO2. Distickstoffoxid ist 298-mal und Schwefelhexafluorid SF6 sogar 22.800-mal so klimaschädlich wie CO2.
Beispiel aus der Praxis: Zwei Unternehmen X und Y emittieren die gleiche Menge CO2 und sollen diese um jeweils 500 t CO2, also insgesamt um 1000 t CO2 vermindern. Unternehmen X ist in der Lage, durch Investitionen in moderne Technologie seine Emissionen stark zu senken. Unternehmen Y ist dazu nicht willens oder in der Verfassung. Die Emissionen bleiben hier also konstant. Durch den Emissionshandel ist es für das Unternehmen X also wirtschaftlicher, seine Emissionen um 1000 t CO2 zu vermindern und die dann nicht genutzten Emissionsrechte an das Unternehmen Y, das selbst keine Emissionsminderung umgesetzt hat, zu verkaufen. Das gemeinsame ökologische Ziel konnte dennoch erreicht werden, weil die Emissionen um die vorgegebenen 1000t CO2 gesenkt wurden.
Definition: Primärenergie
Als so genannte Primärenergie bezeichnen wir diejenige Energie, welche direkt in primär vorkommenden Energieträgern vorhanden ist. Aus dem BNetzA - Monitoringbericht zur Energiewende 2014 schließen wir, daß die erneuerbaren Energien im Jahr 2014 rund elf Prozent des Primärenergieverbrauchs in Deutschland ausmachten. Die Primärenergie ist der nutzbare Energiegehalt eines natürlich vorkommenden Energieträgers. Das bedeutet per Definition: Primärenergie ist die Energie, die direkt in den Energiequellen vorhanden ist.
Elektrischer Strom liefert dabei eine Form von Energie. Jedoch nicht jede Energie, die wir nutzen, gebrauchen wir in Form von Strom. Nur der geringere Teil der Energie, die Deutschland insgesamt benötigt, wird für Strom verwendet. Der große Rest fließt beispielsweise in die Bereiche Wärme und Verkehr.
Primärenergieträger sind Energieträger, die noch nicht umgewandelt wurden - beispielsweise Stein- und Braunkohle, Erdöl, Erdgas oder auch Sonnenenergie, Windkraft, Wasserkraft, Erdwärme und Gezeitenenergie.
Primärenergie steckt also sowohl in fossilen als auch in erneuerbaren Energiequellen.
Sie ist quasi die Kraft, welche die Natur selbst in diese Quellen gesteckt hat. Aber nur, weil sie drin gespeichert ist, können wir sie noch lange nicht nutzen und müssen sie erst aufbereiten bzw. fließen lassen.
Damit die Kraft der Sonne zum Beispiel als Solar - Strom aus der Steckdose fließt oder als Wärme aus der Heizung kommt, muss sie umgewandelt und mitunter auch über weite Strecken transportiert werden. Bei Transport und Umwandlung geht aber ein gewisser Anteil der Energie verloren. Wie beim Sägen von Holzstämmen, wo ein Teil des Holzes in Form von Spänen auf dem Boden landet.
Die komplett umgewandelte Energie, die den Verbraucher letzthin erreicht und tatsächlich Lichter zum Brennen, Autos zum Fahren und Menschen zuhause zum Wohlfühlen bringt, wird auch als Endenergie bezeichnet. Endenergieformen sind zum Beispiel Fernwärme oder eben elektrischer Strom.
Die Energieeinsparverordnung (EnEV) zur Kalkulation des Endenergiebedarfs und Definition der Primäörenergiefaktoren (Fassung. Stand 2009) Endenergie Qe = Nutzenergie Qn + Anlagenverluste Mittels eines Primärenergiefaktors fp wird die Endenergie Qe auf die Primärenergie Qp umgerechnet. Primärenergie Qp = Endenergie Qe × fp Der Faktor fp beinhaltet die Verluste, die bei der Bereitstellung des Energieträgers entstehen (beispielsweise Förderung, Transport, Raffination, Trocknung oder Lagerung). In einem weiteren Schritt wird der Primärenergiefaktor in einen erneuerbaren und einen nicht erneuerbaren Anteil aufgeteilt. Ein CO2-Ausstoß ist dabei nur mit dem nicht erneuerbaren Primärenergieverbrauch verbunden. Die exakte zahlenmäßige Festsetzung erfolgt dabei auch mit einer politischen oder ökologischen Zielsetzung. Das Verhältnis von gesamtem Primärenergiefaktor zum nicht erneuerbaren Anteil ist dabei ein Maß für die Nachhaltigkeit.
Nehmen wir beispielsweise den Energieträger Holz:
Wie errechnet, hat Holz einen gesamten Primärenergiefaktor von fp = 1,2 (d. h. es müssen für 100 kWh Endenergie Holz die z. B. in einer Verbrennung genutzt werden zusätzlich noch 20 kWh aufgebracht werden bis das Holz geliefert vor der Tür steht). Für den nicht erneuerbaren Anteil liegt der Wert jedoch bei fp = 0,2.
Das bedeutet, für die verbrauchten 100 kWh Endenergie werden nur 20 kWh nicht erneuerbare Primärenergie verbraucht und nur mit diesen 20 kWh ist auch ein CO2-Ausstoß verbunden.
Beim Erdgas ist der gesamte Primärenergiefaktor gleich dem Primärenergiefaktor für den nicht erneuerbaren Anteil hier fp = 1,1. d. h. der Zusatzaufwand für die Bereitstellung von Erdgas beim Endverbraucher wird mit 10 % angesetzt und in der gesamten Prozesskette werden keine bzw. vernachlassbar wenig erneuerbare Energien eingesetzt.
In der DIN V 18599 wird den anderen fossilen Energieträgern (Heizöl, Flüssiggas, Stein- und Braunkohle) der gleiche Primärenergiefaktor wie dem Erdgas zugeordnet. Dort zeigt sich die politische Komponente dieserr Festsetzungen, da sich sowohl der Energieverbrauch bis zur Bereitstellung, als auch der CO2-Ausstoß dieser verschiedenen Energieträger deutlich unterscheidet.
Senkung des Primärenergieverbrauches bundespolitisches Ziel
Unsere Bundesregierung verfolgt das Ziel, den Primärenergieverbrauch bis zum Jahr 2020 gegenüber dem Jahr 2008 um insgesamt 20 Prozent zu senken. Zur Umsetzung dieses Zieles sind nicht nur technische und ökomomische Regulatorien erforderlich. Auch Klimaverlauf und Eigenverbrauch spielen eine Rolle. So ist der Primärenergieverbrauch im Jahr 2014 gegenüber dem Vorjahr zwar um fünf Prozent gesunken - allerdings kann die Reduktion auch auf milde Wintertemperaturen des Winters 2013/2014 fußen.
EEG-Umlage und Kostenentwicklung
Gemäß § 37 EEG haben die Elektrizitätsversorgungs-unternehmen für jede an Letztverbraucher, also die Endverbraucher in privaten Haushalten und Betrieben pro gelieferte Kilowattstunde Strom eine EEG-Umlage an die Übertragungsnetzbetreiber zu entrichten.
Mit diesen Zahlungen wird nach Vorgabe des Gesetz-gebers die Differenz aus den Einnahmen und den Ausgaben der Übertragungsnetzbetreiber bei der EEG-Umsetzung nach § 3 Abs. 3 und 4 AusglMechV sowie § 6 AusglMechAV gedeckt.
Die Übertragungsnetzbetreiber (in Deutschland sind dies: 50hertz, Amprion, Tennet und Transnet BW) sind gemäß § 3 , Absatz 2 AusglMechV verpflichtet, jeweils bis zum 15. Oktober eines jeden Kalenderjahres die EEG – Umlage für das nachfolgende Kalenderjahr zu ermitteln und zu veröffentlichen.
Einspeiseverpflichtung und Stromeinspeisungsgesetz
Die so genannte Einspeiseverpflichtung bezeichnet im Strom- und Energiemarkt die gesetzlich regulierte Abnahme von Energie aus erneuerbaren Quellen durch den jeweiligen Netzversorger. Diese Einspeiseverpflichtung rührtin ihrer aktuellen Form ursprünglich vom deutschen Stromeinspeisungsgesetz her:
Dieses Stromeinspeisungsgesetz (StromEinspG) vom 7. Dezember 1990 (BGBl I S. 2633), in voller Betitelung als das„Gesetz über die Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien in das öffentliche Netz“ bezeichnet,trat ursprünglich bereitsam 1. Januar 1991in Kraft und war der Vorläufer des heute geltenden Erneuerbare-Energien-Gesetzes (EEG), von dem es am 1. April 2000 abgelöst wurde. Die Paragraphen §1 (Anwendungsbereich) und §2 (Abnahmepflicht) bestimmen im StomEinspG die elementaren Gebote zur Einspeiseverpflichtung:
(…Auszug…)
§ 1 Anwendungsbereich StromEinspG
§ 2 Abnahmepflicht StromEinspG
Detaillierte Darstellung des StromEinspG siehe Bundesgesetzblatt 1990 Teil I Seite 2633
Die EU-Transparenzverordnung (EU-VO Nr. 543/2013) wurde im Jahr 2013 von der Europäischen Kommission verabschiedet.
Sie beschreibt konkrete Pflichten zur Meldung und Veröffentlichung von Daten über Stromnetze, -erzeugung, -verbrauch und -handel, die durch definierte Marktteilnehmer der Stromwirtschaft ab dem Jahr 2015 in allen EU-Mitgliedsstaaten umgesetzt werden.
Einige Daten müssen nahe Echtzeit in 15-Minuten-Scheiben veröffentlicht werden, was eine IT-basierte automatisierte Umsetzung von Meldung durch die Marktteilnehmer erfordert.
Das Ziel der Veröffentlichungen nach der EU-Transparenzverordnung ist entsprechend der Europäischen Kommission die Förderung effizienter Erzeugungs-, Verbrauchs- und Handelsentscheidungen.
Die Veröffentlichungen erfolgen hierfür auf der zentralen Transparenzplattform der ENTSO-E „ENTSO-E Transparency Platform“ transparency.entsoe.net, die einen kostenfreien, öffentlichen Zugriff auf die Daten ermöglicht.
Neben den Übertragungsnetzbetreibern ist diese Verordnung ebenfalls relevant für Betreiber von Kraftwerken und Speichern, große Stromverbraucher sowie weitere Marktteilnehmer, wie z.B. Strombörsen und Auktionsbüros für Übertragungskapazitäten, welche meldepflichtige Primäreigentümer von Daten im Sinne der Verordnung sein können.
Die Meldepflicht für Betreiber von Kraftwerken bzw. Speichern ist mit der Erzeugungsleistung der Anlagen verknüpft, die Meldepflicht für große Verbraucher von der Höhe des Leistungsbezugs.
Während ein Großteil der in der Verordnung geforderten Meldungen bereits zentral durch die Übertragungsnetzbetreiber(ÜNB) erfüllt wird, müssen einige Meldungen zwingend selbst durch Betreiber von Kraftwerken oder Speichern sowie große Stromverbraucher umgesetzt werden.
Detaillierte Erläuterungen zur Umsetzung der Meldungen entsprechend der EU-Transparenzverordnung in Deutschland gibt das von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern veröffentlichte Meldehandbuch auf der zuvor genannten Website.
Umfassende Auskünfte bieten die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber gerne nach Einsendung des Registrierungsformulars (siehe „Die ersten Schritte zur Umsetzung von Meldungen“, Schritt 6) an. Wenden Sie sich dazu bitte an den jeweiligen Ansprechpartner Ihres Anschluss-Übertragungsnetzbetreibers.
Für Marktteilnehmer, die nicht in einer der vier deutschen Regelzonen angeschlossen sind, können andere Bestimmungen gelten, die vom jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber zu erfragen sind.
Die hierfür grundlegenden Informationen geben die EU-Transparenzverordnung selbst (Siehe eur-lex.europa.euund darin die Verordnung Nr. 543 im Jahr 2013), sowie die Durchführungsvorschriften der ENTSO-E (siehe www.entsoe.eu und darin dieRubrik The ENTSO-E Central Information Transparency Platform) sowie dazu begleitend die von der ENTSO-E veröffentlichten Unterlagen.
EU - Transparenzverordnung und Meldepflicht für Marktpartner nach Angabe der vier ÜNB in Deutschland:
Wenn Sie festgestellt haben, dass die EU-Transparenzverordnung möglicherweise auf Sie zutrifft, sollten Sie eine systematische Prüfung Ihrer Meldepflicht durchführen und die erforderlichen Schritte zur Umsetzung der Meldungen nach dieser Verordnung einleiten.Die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber empfehlen das im Folgenden dargestellte Vorgehen für die Prüfung und als vorbereitende Maßnahmen zur Umsetzung der Meldungen:
Vorgehensschritte nach Angabe der vier Übertragungsnetzbetreiber
1) Prüfung der Meldeverpflichtung
Bitte prüfen Sie, ob Sie als Kraftwerks- bzw. Speicherbetreiber oder als Verbraucher meldepflichtiger Primäreigentümer von Daten gemäß der EU-Transparenzverordnung sind. Weitere Informationen: Siehe Verordnung (EU) Nr. 543/2013 In dieser Unterlage, Abschnitt: Die Zielgruppe der EU-Transparenzverordnung
2) Download der Registrierungsunterlagen
Wenn Sie meldepflichtig sind, sollten Sie die auf der ÜNB - Plattform www.netztransparenz.de dort unter der Rubrik EU-Transparenzverordnung bereitgestellten Unterlagen herunterladen:
Meldehandbuch für die Marktteilnehmer zur Umsetzung der EU-Transparenzverordnung
Hinweise zu den Registrierungsformularen sowie
das für Sie als Kraftwerks- oder Speicherbetreiber bzw. als Verbraucher zutreffende Registrierungsformular.
3) Prüfung der melderelevanten Daten
Artikel 6, 14, 15, 16 (Kraftwerke und Speicher), Artikel 17 (Speicher)
Diese Unterlage, Abschnitt: Die Meldepflichten Meldehandbuch für Marktteilnehmer zur Umsetzung der EU-Transparenzverordnung, Kapitel 7, S. 19 ff.
4)Auswahl eines Datenlieferanten
Die Datenmeldung an die EU-Transparenzplattform erfolgt über den sogenannten Datenlieferanten. Als regelmäßiger Datenlieferant gilt kraft Verordnung Ihr Anschluss-Übertragungsnetzbetreiber. Sie können jedoch auch einen Dritten als Datenlieferanten bestimmen. Zum Zeitpunkt der Redaktion ist in Deutschland z.B. die EEX AG (Leipzig) in der Rolle eines Datenlieferanten genehmigt.
Detaillierte Informationen finden Sie im Meldehandbuch für Marktteilnehmer zur Umsetzung der EU-Transparenzverordnung, Kapitel 5.4, S. 10 ff. Kapitel 6, S. 16 ff.
5)Ausfüllen des Registrierungsformulars
Sie sollten das für Sie geltende Registrierungsformular vollständig mit Angabe des gewählten Datenlieferanten, der melderelevanten Objekte (Produktions- und Erzeugungsanlagen bzw. Verbrauchseinheiten) und relevanten Meldedaten ausfüllen.
Die Registrierung erfolgt pro Regelzone. Wenn Sie Anlagen in mehreren Regelzonen betreiben, füllen Sie bitte je Regelzone ein Registrierungsformular aus.
Weitere Hinweise finden Sie in den Registrierungsformularen Meldehandbuch für Marktteilnehmer zur Umsetzung der EU-Transparenzverordnung, Kapitel 7, S. 19 ff.
6) Einreichen des Registrierungsformulars beim Anschluss-Übertragungsnetzbetreiber
Bitte reichen Sie das vollständige Registrierungsformular bei ihrem zuständigen Anschluss-Übertragungsnetzbetreiber ein. Die Einreichung kann in der Regel in elektronischer Form, z.B. per E-Mail, erfolgen. Die Kontaktdaten Ihrer Ansprechpartner finden Sie auf der ÜNB - Plattform www.netztransparenz.de. Dort unter der Rubrik „EU-Transparenzverordnung“.
7) Antwort zur Registrierung durch Ihren Anschluss-Übertragungsnetzbetreiber
Weitere Informationen zu den grundlegenden Schritten für die Umsetzung der Meldungen finden Sie im Meldehandbuch für Marktteilnehmer zur Umsetzung der EU-Transparenzverordnung.
Der mittlerweile weltweit gängige Begriff "Fracking" entstammt dem Englischen "to fracture" = aufbrechen, aufreißen. In der Ölindustrie wird auch von "Hydrofracking" oder "Frac Jobs" gesprochen. Ins Deutsche übertragen sprechen wir von "hydrauischer Frakturierung, hydraulischem Aufbrechen, hydraulischer Risserzeugung oder hydraulischer Stimulation". Erste Versuche mit Fracking gab es qua Ressourcendeckung und geopolitischer Motive in Nordamerika und Europa bereits vor dem Zweiten Weltkrieg.
Das Fracking ist eine chemisch-hydraulische Methode, um vor allem bei der unkonventionellen Förderung bzw. dem Abbau von Erdöl- oder Erdgaslagern in komplexen Tiefen bzw. Sedimenten zu ermöglichen. Dabei wird in technischen Tiefbohrungen eine Flüssigkeit, das so genannte "Frac Fluid" eingepresst, um im Reservoirgestein Risse zu erzeugen, aufzuweiten, zu vergrößern und zu stabilisieren.
Hierdurch wird die Gas- und Flüssigkeitspermeabilität bzw. Diffusion der Sediment- oder Gesteinsschicht derart erhöht, dass Fluide wie Erdgas, Erdöl oder eben Wasser nunmehr leichter zur Bohrungsstelle fließen können. Damit kann bei der Förderung von Erdöl oder Ergas die Wirtschaftlichkeit des Förderungsguts erhöht werden - oder auch im Fall der Geothermie dafür gesorgt werden, dass das warme Gestein besser vom Wasser durchströmt werden kann und dieses hierbei mehr Wäre aufnehmen kann.
Gegen die weltweit umstrittene Fracking - Methode formiert sich nach mittlerweile nachweislich durch massives Fracking verursachte Schäden an Natur und Umwelt auch in Europa kräftiger Widerstand. Zwar hat das Fracking gerade in den USA und Kanada zur Verlagerung des Peak Oil und zur Resturierung der Ölbestände gesorgt, der aus beiden Ländern wieder Ölexporteure, statt Ölimporteure generierte, doch ist mit dem damit verzeichneten Anstieg der Weltölfördermenge eben auch ein Preiskampf mit nachfolgendem Preisverfall pro Barell Öl einher gegangen. Dadruch versagt sich die Rentabilität des Fracking, da diese aufwändige Fördermethode gegenüber konventioneller Öl- und Gasförderung zu teuer ist und der Erlös durch Dumpingpreise auf dem Weltmarkt nicht befriedigend gedeckt wird.
Werden den Förderkosten auch die umwelt-und damit versicherungsrechtlichen Schäden in die Bilanz gestellt, so zeigt sich das Fracking sowohl volkswirtschaftlich wie politisch um so unrentabler, je höher die Densität und der Flora/Fauna - Diversität der betroffenen Region bzw. des betroffenen Landes ist.
Unter dem oft verwendeten Begriff "Grundlast" und seinem angrenzenden Wortpaar "Mittellast" und "Spitzenlast" können wir uns deren Bedeutung am Besten im Vergleich mit dem Straßenverkehr veranschaulichen:
So wie beim Straßenverkehr entstehen auch beim Verbrauch von Strom Stoßzeiten und nachfolgend Flauten, je nach Tageszeit. Mogens, Mittags und Abends erreicht der Stromverbrauch, ähnlich dem Straßenverkehr, seine Spitzenwerte. Nach Mitternacht sind Verbrauch bzw. Verkehr dagegen niedrig frequentiert. Die so erfolgenden Schwankungen, ähnlich einem Pendelausschlag werden hierbei durch unterschiedliche Kraftwerkstypen abgedeckt.
Sehen wir uns nun die Kurve der Stromnachfrage eines einzelnen Tages an, also 24h, erkennen wir, daß unterhalb des Minimalwertes eine bestimmte Leistung rund um die Uhr nachgefragt wird. Die hierfür eingesetzten Kraftwerke, die so bezeichneten Grundlastkraftwerke, sind permanent in Betrieb. Zu diesen "Dauerbrennern" gehören i. d.R. die Braunkohle - und Kernkraftwerke, jedoch auch Laufwasserkraftwerke. Wegen ihrer relativ geringen Brennstoffkosten sind diese Kraftwerksarten besonders gut für den Grundverbrauch geeignet.
Unter jenen Bedingungen kann allerdings nur dann kostengünstig Strom erzeugt werden, wenn diese Anlagen durchweg ohne Unterbrechung mit voller Leistung Betrieben werden.
Hochspannungs-Gleichstromübertragung - per Freileitung, oder auch Überlandleitung bzw. Hochspannungsleitung
1) Definition des Begriffs „Hochspannung“:
Eine elektrische Spannung über 1.000 Volt ( = 1 kV) wird in der Regel als Hochspannung bezeichnet.
Der VDE (VDE Verband der Elektrotechnik, Elektronikund Informationstechnik e.V. in Deutschland ) erklärt in seinen Vorschriften, daß hier einheitlich Spannungen bis 1 kV als Niederspannung und über 1 kV als Hochspannung bezeichnet.
In der elektrischen Energietechnik werden allerdings weitere begriffliche Unterteilungen der Hochspannung in die Unterbegriffe Mittelspannung, Hochspannung und Höchstspannung genannt, wobei die Grenzen hier nicht ganz einheitlich geregelt sind.
2) Der Faktor Energieverlust:
Je höher die Wechselspannung, desto verlustärmer ist die elektrische Energieübertragung bei sonst gleichen Umgebungsbedingungen. Der Transport von Hochspannungsstrom erfolgt somit per Freileitungen bzw. Überlandleitungen.
3) Transport des Stroms unter Hochspannung per Freileitungen:
Die so genannte Hochspannungs-Gleichstromübertragung bezeichnet hierbei die Übertragung hoher elektrischer Leistung bei hoher elektrischer Spannung - ohne die Richtung von Spannung und Strom zu wechseln!
Die so genannten Freileitungen bilden den Überlandteil des Stromnetzes zur Weiterleitung bzw. zur Energieübertragung von elektrischer Energie.
Als so genannten „Kapazitätsmarkt“ bezeichnen wir im Strom- und Energiekontext diverse Grundsatzdebatten des deutschen Strommarktdesigns. Allerdings ist dieser Begriff noch nicht vollends determiniert so daß bis heute (Stand Dezember 2015) keine eindeutige Definition der Bezeichnung „Kapazitätsmarkt“ existiert.
Als das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) das Weißbuch "Ein Strommarkt für die Energiewende" veröffentlichte, entstand eine klare Absage zum Diskurs eines Kapazitätsmarkts(z.B. "Kapazitätsmärkte sind anfällig für Regulierungsfehler und erschweren die Transformation des Energiesystems", S. 4 ebd.).
In der Vergangenheit bestand eine Gemeinsamkeit bei allen Auslegungen des Begriffs "Kapazitätsmarkt": Die Diskussion stand generell im Zusammenhang mit der Diskussion um die Versorgungssicherheit von Strom. Mit einem zu schaffenden Kapazitätsmarkt sollte im Idealfall die Gefahr eines Blackouts (Totalausfall) des Stromnetzes reduziert bzw. komplett vermieden werden.
Ein Auslöser der Diskussionen um einen Kapazitätsmarkt war der stetig ansteigende Anteil fluktuierender Erneuerbarer Energien bei gleichzeitiger mittelfristiger Abnahme von gesicherter konventioneller Erzeugung, etwa aus Atom- oder Kohlekraftwerken. Überlegen wir uns, dass an einem kalten, verhangenen Wintertag der deutsche Stromverbrauch hoch und die Solareinspeisung gering ist, benötigt man gesicherte Kapazitätsmechanismen, um den Stromverbrauch zu befriedigen. Diese gesicherten Kapazitäten müssen mit relativ kurzem Vorlauf zuschaltbar sein, etwa aus stillstehenden modernen Gaskraftwerken oder auch Biogasanlagen, um die Volatilität zu kontern.
Was in der Diskussion oft übersehen wurde, ist die Vielfalt an Instrumenten, die bereits heute zur Verfügung stehen, um kurz- bis mittelfristige Flexibilitätsoptionen zu beschaffen bzw. zu vermarkten. In diesem Sinne besteht bereits heute ein Kapazitätsmarkt - wenn der Begriff als Kollektivsingular verstanden wird. Doch welche bestehenden Mechanismen bzw. Märkte genau stehen heute zur Verfügung, um kurzfristige Kapazitäten zu heben?
Zum Beispiel kann der Regelenergiemarkt als ein äußerst kurzfristig reagierender Kapazitätsmarkt verstanden werden, da die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) über den Regelenergiemarkt Zugriff auf sehr schnell zu- oder abschaltbare Kapazitäten haben - bis in den Sekundenbereich hinein. Negative Regelenergie wird bei einem unerwarteten Nachfrageausfall oder einem unerwarteten Stromproduktionsüberschuss zugeschaltet. Positive Regelenergie wird entsprechend bei einem unerwarteten Anstieg der Stromnachfrage oder einer plötzlichen Mindereinspeisung von Stromerzeugern zugeschaltet. Die Regelenergie sorgt somit sehr zuverlässig und erfolgreich für die Sicherheit der deutschen Stromversorgung. Allein ausreichend ist sie allerdings nicht, da spätestens nach einer Stunde der Verantwortliche für die fehlerhafte Prognose auf Erzeuger- oder Abnehmerseite für Ersatz sorgen muss.
Zudem stellt der Intraday-Markt (Spotmarkt EPEX) eine weitere Möglichkeit dar, kurzfristig Strommengen zu kaufen bzw. zu verkaufen und somit einen Dispatch fremder Erzeugungsanlagen oder Stromverbraucher zu veranlassen. Auf dem Spotmarkt können Versorger beispielsweise ungeplante Lieferausfälle noch am selben Tag durch den Ankauf von Strom kompensieren.
Neben diesen drei sehr marktorientierten Ansätzen steht den ÜNB die Möglichkeit zur Verfügung über die Reservekraftwerksverordnung eine Netzreserve vorzuhalten. Dabei kontrahieren die ÜNB über ein Interessensbekundungsverfahren Reservekapazitäten in Einzelverträgen mit Stromproduzenten. Die Netzreserve ist jedoch nur zur Überbrückung regionaler Transportengpässe im Stromnetz vorgesehen.
Chronologie und Ausblick der Reservekapazität: Im Winter 2013/2014 nahmen die vier deutschen ÜNB auf diese Weise 2.540 MW an gesicherter Leistung unter Vertrag.
Im Winter 2014/2015 kontrahierten die ÜNB bereits 3.636 MW an Reservekapazität.
Für den Winter 2015/2016 hat die Bundesnetzagentur eine Reservebedarfsspanne zwischen 6.700 MW und 7.800 MW angegeben, wovon noch 489 MW bis 1388 MW im Interessenbekundungsverfahren kontrahiert werden müssen.
Abschließend sei auch an die europäische Harmonisierung von Strommärkten und -netzen erinnert. Auch sie dient schon heute einem besseren Ausgleich von Angebot und Nachfrage auf dem Strommarkt. Wie zum Beispiel ein französischer Windpark, das fortan auch für plötzlich gestiegenen deutschen Verbrauch eingesetzt werden könnte. Oder ein österreichisches Wasserkraftwerk für dänische Stromkonsumenten. Der Ausbau von Grenzkuppelstellen und der Abbau von Hindernissen beim grenzüberschreitenden Handel von Strom sind sicherlich die nächsten Aufgaben, um das Potential der europäischen Strommarktharmonisierung zu heben.
Kohlendioxid und Decarbonisierung
Kohlendioxid und Decarbonisierung Das beim Thema Emissionshandel und Treibhausgasen oft verwendete Kohelndioxid ist zunächst ein natürlicher Bestandteil unserer Luft. Die im Jahr 2013 definierte mittlere Konzentration des Kohlendioxids in unserer Atmosphäre betrug 0,040 Volumenprozent. Kohlendioxid entsteht unter anderem bei der Verbrennung von Kohlestoff, chemisches Element „C“ und der Verbrennung, d.h. Oxidation, also Zufuhr von Sauerstoff („O2“) kohlenstoffhaltiger Substanzen. Es wird dabei auch als Produkt der Zellatmung erzeugt. Anders herum können Pflanzen, Algen, Bakterien und Mikroorganismen in Biomasse fixieren. Bei der in Pflanzen erfolgenden Photosynthese entsteht aus anorganischem Kohlenstoiffdioxid (CO2) und Wasser Glucose. Kohlenstoffdioxid (CO2) ist alsi ein wichitger Bestandteil des globalen CO2 - Zyklus. Gerade in Wäldern, in den Meeren (Plankton und Algen) kann ein großer Teil des CO2 aus der Luft wieder eingebunden werden. So sind Wälder generell Luftkurorte bzw. Sauerstoff - Speicher, da ein Baum wie eine Art Recycling Kraftwerk wirkt ( analog dazu die Algen in den Ozeanen) und das CO2 bei seinem Wachstum wieder in die ursprünglichen Elemente Sauerstoff (o2) und Kohlenstoff ( C ) aufspaltet, wobei der Kohlenstoff zum Wachstum als Holz / Zellstoff im Stamm verspeichert und der Sauerstoff über das Blattwerk an die Umgebungsluft abgegeben wird. Analog verhält es sich in den Gewässern, wo der Sauerstoff ins Wasser, in die Fauna und langsam auch in die Luft darüber abgegeben wird.
Definition: Kohlenstoffdioxid oder Kohlendioxid ist eine chemische Verbindung aus Kohlenstoff und Sauerstoff mit der Summenformel CO2. In Wasser gelöst wird es umgangssprachlich oft - besonders im Zusammenhang mit kohlendioxidhaltigen Getränken - ungenau Kohlensäure genannt. Kohlenstoffdioxid ist ein unbrennbares, saures, farb- und geruchloses Gas, das sich gut in Wasser löst. Mit basischen Metalloxiden oder -hydroxiden bildet es zwei Arten von Salzen, die Carbonate und Hydrogencarbonate genannt werden.
Der Emissionshandel, auch Emissionsrechtehandel genannt, ist ein System marktwirtschaftlicher Regulierung von Emissionen durch handelbare Emissionsrechte-Zertifikate. Es entstand während der Jahrtausendwende im Zuge neu gesetzter Prioritäten der EU - Klimapolitik, welche sich die Verminderung von Treibhausgasen zum Ziel setzte, um die durch den Mensch mit verursachte globale Erderwärmung abzufedern und den bedrohlichen Temperaturanstieg im Mittel zu senken. Hierbei steht vor allem das bei Verbrennungsprozessen emittierte Kohlendioxid (CO2) im Mittelpunkt. Auch andere, durch Massentierhaltung und Aufbrechen der Permaeisböden oder Abschmelzen der Gletscher emittierte Treibhausgase wie Methan entweichen in die Atmosphäre und heizen diese weiter auf. Das Abschmelzen der Gletscher und Polkappen beschleunigt dazu noch die Erwärmung unserer Atmosphäre, da das eintreffende Sonnenlicht nicht mehr durch die hellen Schnee- und Eisfelder zurück in den Weltraum reflektiert, sondern im Gegenteil durch die dunkleren Erd- und Eisoberflächen resorbiert wird. Dadurch speichert die Erdoberfläche zunehmend Wärme, welche ebenfalls in die Weltmeere, Gebirge und in die Atmosphäre emittiert wird. So geschieht es, daß es zunehmend zu einer exponentiellen Beschleunigung des Temperaturanstiegs und Treibhauseffekts mit all seinen schwer wiegenden Folgen, wie Übersäuerung der Meere, Klimaveränderungen, Bedrohung für Fauna und Flora,Überschwemmung von Küstenregionen, Erosion, Zunahme von Wirbelstürmen, weniger Ackerflächen bei steigender Bevölkerungsanzahl und Abnahme von Süßwasserreservoirs infolge Verdunstung und Versalzung, also letzten Endes zu katastrophalen Szenarien für den Menschen selber kommt.
Die durch menschliche Industrialisierung und intensive Rodung und Landwirtschaft erzeugten Folgen des Klimawandels stellen einen der signifikanten Faktoren für die Definition des Anthropozäns dar, also des durch menschliche Einflußnahme erzeugten, neuen Erdzeitalters, das die Wissenschaftler, je nach Perspektive, teils mit der Rodung von Waldflächen seit der Antike, größtenteils mit dem Beginn des Industriezeitalters durch die Einführung der Dampfmaschine und zunehmender Carbonisierung und Verbrennung fossiler Energieträger vor über 250 Jahren, jedoch spätestens mit der Zündung der ersten Atombombe und weltweiter Emission nuklearer Zerfallspartikel in die Erdoberfläche definiert haben.
Neben der sukzessiven Einführung erneuerbarer Energien und technischer Entwicklung hin zu mehr Energieffizienz, was bewußten wie sparsamen und gleichzeitig wirksamen Einsatz von Energiequellen beinhaltet, spielt die Re- bzw. Decarbonisierung industriell wie agrarwirtschaftlich bedingter Emissionsketten eine große Rolle im Kampf gegen den Klimawandel und Treibhauseffekt. Mehrere Strategien, wie der sukzessive Ausstieg aus der Verbrennung fossiler Energieträger wie Kohle, Öl und Gas, aber auch die Rückführung, d.h. Decarbonisierung der CO2 - Gase und Kohlenstoffe bzw. Kohlenwasserstoffe in ihrer ehemaligen Speicher, d.h. in die Erde, in den Nahrungskreislauf von Fauna und Flora spielen hierbei eine gewichtige Rolle. Eines der Instrumente zur Decarbonisierung und Prophylaxe bzw. Verlangsamung des Treibhauseffekts stellt die vorgenannte Wirkungsweise des Emissionshandels oder Emissionsrechtehandels dar.
Das EU ETS ist der erste grenzüberschreitende und weltweit größte Emissionsrechtehandel. Es wurde 2003 vom Europäischen Parlament und dem Rat der EU beschlossen und trat am 1. Januar 2005 in Kraft. Das europäische ETS fungiert dabei auch als Vorreiter eines möglichen globalen Systems.
Aktuell umfasst und begrenzt das EU ETS den Kohlendioxidausstoß von rund 11.000 Anlagen in 31 europäischen Ländern (28 EU-Staaten plus Liechtenstein, Island und Norwegen) in der Stromerzeugung sowie einigen Sektoren der Industrie wie Zementfabriken.
Das System beruht darauf, dass die erfassten Unternehmen für jede Tonne emittiertes CO2 ein handelbares und unbegrenzt gültiges Zertifikat kaufen müssen und es nur eine begrenzte Menge an neuen Zertifikaten pro Jahr gibt. Diese Menge betrug im Jahr 2013 2.084.301.856 Zertifikate laut der europäischen Behörde für Statistik Eurostat. Diese Menge sinkt jedes Jahr um 1,74 %. Das System deckt zurzeit ca. 45 % der in der EU entstehenden Klimagasemissionen ab.
Ein ansteigender Teil der Zertifikate wird zudem versteigert (2013: 40 %). Die übrigen Anteile werden gratis vergeben und nach bestimmten Prinzipien verteilt. Über den Mechanismus für umweltverträgliche Entwicklung können Unternehmen Zertifikate erwerben, indem sie in so genannten Emission - Minderungsmaßnahmen außerhalb des EU-Raums investieren.
Der Emissionsrechtehandel innerhalb Europas bzw. der europäischen Union:
In Europa werden so die CO2-Emissionen von Kraftwerken und großen Industrieunternehmen reguliert. Dabei wird eine insgesamt tolerable Menge an Emissionen festgelegt und in Form von Zertifikaten ausgegeben. Die Unternehmen erhalten durch Zertifikate die Berechtigung, CO2 auszustoßen. Hat ein Unternehmen einen höheren CO2-Ausstoß als es Zertifikate besitzt, kann es seine Emissionen beispielsweise durch neue Technologien reduzieren oder zusätzliche Verschmutzungsrechte an der Börse von anderen Unternehmen erwerben. So entsteht ein Marktpreis für CO2.
Kritiker des Emissionsrechtehandels erklären, daß dieses Instrument der EMissionsvermeidung in der real erprobten Praxis aufgrund eines sehr niedrigen Zertifikatspresises nicht sehr wirksam sei. Grund dafür ist ein weltweites Überangebot an CO2 - Zertifikaten, welches die Preise niedrig hält. Im Jahre 2014 lag der Preis bei etwa fünf Euro pro Tonne CO2. Dabei müßte der Preis zwischen 17 und 73 US - $ pro Tonne liegen, um das nach der Pariser Klimakonferenz 2015 beschlossene Zwei-Grad-Ziel zu erreichen! Somit ist schon jetzt absehbar, dass mit der momentanen Absenkungsrate der Gesamtemissionen das europäische Klimaschutzziel, welches eine Senkung der Treibhausgas-Emissionen um 40 % im Vergleich zu 1990 im Jahre 2030 vorsieht, so nicht erreicht werden kann.
Aus diesem Grunde schlagen Klima- und Energieberater der Europäischen Kommission eine Erhöhung des Lineraren Reduktionsfaktors (LRF) auf 2,2 % pro Jahr für die vierte Phase des EU ETS nach 2020 vor. Das europäische Emissionsrechtehandelssystem ETS funktioniert hierbei nach dem Prinzip des so genannten cap & trade - also sinngemäß „beschränken und handeln“. Zum Einen wird hier die Höhe der Treibhausgasemissionen beschränkt, zum anderen können die Emissionsberechtigungen frei gehandelt werden. Damit soll im Grunde ein ökonomischer Anreiz entstehen, welcher den Ausstoß schädlicher Klimagase dort senken möge, wo es am effizientesten sei.
Als Konzessionsabgaben werden die Entgelte bezeichnet,welche ein Rechtsträger an einen öffentlich-rechtlichen Rechtsträger für die eingeräumte Konzession zahlt. Die häufigsten Anwendungsfälle sind Leistungen, die Energieversorgungsunternehmen (EVU), also z. B. für Strom- und Gasversorgungs, als auchWasserversorgungsunternehmen (WVU) an Kommunen dafür zahlen, dass diese ihnen das Recht einräumen, sowohl für die Verlegung als auch den Betrieb der Leitungen, die der unmittelbaren Versorgung von Letztverbrauchern im Gemeindegebiet mit Strom, Gas und Wasser dienen, öffentliche Wege zu nutzen.
Die Konzessionsabgaben für Strom bzw. Gas werden in Cent- Beträgen je gelieferte Kilowattstunde vereinbart. Sie bilden einen Bestandteil des Energiepreises, welcher vom jeweiligen Energieversorger mit dessen Endkunden abgerechnet wird.
Die Konzessionsabgaben für Strom werden vom Verteilnetzbetreiber zusammen mit den Netznutzungsentgelten erhoben und an die betreffende Gemeinde abgeführt.
Für Gas gelten weitere Bestimmungen zur Konzessionsabgabe, je nach Art des verwendeten Gases.
Die gültige Rechtsgrundlage hierfür wird durch die Konzessionsabgabenverordnung (KAV) bzw. durch den entsprechenden Konzessionsvertrag zwischen den Energieversorgungsunternehmen, laut §3 Nr. 18 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und der jeweiligen Kommune.
Die so genannte Kraft-Wärme-Kopplung (Akronym: KWK) definiert sichdurch die synchrone Gewinnung von elektrischer wie thermischer Energie in einem Kraftwerk.
Die KWK bedeutet also in einem Kraftwerk die gleichzeitige Erzeugung von mechanischer sowie zur Wärme bzw. Wärmeeinspeisung/Heizung nutzbarer thermischer Energie. Dabei wird die mechanische Energie oft auch weiter in elektrische Energie umgewandelt, also Strom erzeugt!
(So müsste also gerade für den Stromsektor auch von einer Strom-Wärme-Kopplung gesprochen werden.) Für diese Verfahrenstechnikdient in der Regel eine spezielle Wärmekraftmaschine, deren Abwärme einer weiteren Nutzung zugeführt wird. Alternativ wären für dieses Verfahren auch Brennstoffzellen verwendbar.
Die Kraft-Wärme-Kopplung kann natürlich auch umgekehrt funktionieren, also mit der Erzeugung von Kälte über eine Absorptionskältemaschine) verbunden werden.Diese Verfahren kommen gerade im neuen Haus- und Wohnungsbaumarkt zum Einsatz, wie z.B. bei der Kälte/Wärme - Regulierungbei Niedrigenergiehäusern. Der E - Techniker bzw. Heizungstechniker bezeichnet dieses Wirkungsverfahren dann als „Kraft-Wärme-Kälte-Kopplung“.
Strommarkt und Energiewende:
Die Energiewende und das damit verbundene Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) sowie das Kraft-Wärme-Kopplungs-Gesetz (KWK-G) verpflichten die Netzbetreiber in Deutschland, Strom aus erneuerbaren Energien oder aus Kraft-Wärme-Kopplung aufzunehmen.
Die Abgabe von ungenutzter Wärme, so genannter „Abwärme“ an die Umgebung soll zu Gunsten der Energieeffizienz möglichst vermieden werden. So gewinnen kleine KWK-Anlagen z.B. für die Versorgung von Gewerbe, KMU und Wohngebieten an Bedeutung, insbesondere für einzelne Mehr- oder Einfamilienhäuser, mit den modernen Blockheizkraftwerken (BHKW).
Moderne KWK, ob in großen Kraftwerken oder kleineren BHKW erzielen deutlich höhere Wirkungsgrade bei Strom und Wärme also noch zur Jahrtausendwende:Währendin Deutschland die rein stromerzeugenden Anlagen meist Wirkungsgrade zwischen circa 33 % (bei älteren Anlagen) bis 58 % bei „Gas- und Dampf“ -Kraftwerken erreichen, erzielt man bei KWK-Anlagen heute Nutzungsgrade von 80 % und mehr. Besonderer Vorteil der KWK ist stets die doppelte Energienutzung, wobei neben der elektrischen Energie [kWhel] eben auchdie thermische Energie [kWhth] genutzt wird.
Umsetzung des KWK-G durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)
Das Gesetz für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK-G) trat in seiner u rsprünglichen Fassung am 01.04.2002 in Kraft. Seit diesem Tag wird der Belastungsausgleich zwischen den ÜNB durchgeführt.
KWK-Anlagenbetreiber haben nach Erfüllung der entsprechenden Voraussetzungen Anspruch auf Zahlung der gesetzlichen Fördersätze für erzeugten KWK-Strom. Des Weiteren regelt das KWK-G die Förderung für den Neu- und Ausbau von Wärme- und Kältenetzen sowie Wärme- und Kältespeichern.
KWK und Klimaschutz
Ein weiterer Vorteil der KWK ist ein verringerter Brennstoffbedarf für die Strom- und Wärmebereitstellung, wodurch die Schadstoffemissionen wie z.B. hohe CO2 - Emissionen zu Gunsten des Klimaschutzes stark reduziert werden. Deshalb fand ab dem 23.9.2015 auch eine Novellierung des bisher geltenden KWK -Gesetzes per Initative durch das BMWi unter BM Sigmar Gabriel Einzug in das Bundeskabinett:
KWK-G Novelle (ab September 2015)
Sofern das Gesetz ratifiziert und umgesetzt werde, würden nach langer Privilegien der stromintensiven Industrie nun auch Wohnungsbau, KMU und kleinere Stromverbraucher wie privathaushalte mit den Stromkosten entlastet. Diese Novelle soll nach Vorgabe des BMWi die das Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWKG) sowie das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) gleichermaßen fördern und damit den Ausbau der Energiewende beschleunigen.
KWK und Stromsektor
Emissionsreduzierung, Klimaschutz und Stromerzeugung bedueten weitere Ziele nach der am 23. 09. 2015 ins Bundeskabinett eingebrachten KWK-G-Novelle:
KWK-Anlagen, die Strom und Wärme auf Basis von Stein- oder Braunkohle erzeugen, werden also künftig nicht mehr gefördert. Ziel der Bundesregierung ist es, dadurch eine Emissionseinsparung per KWK im Stromsektor zu erzielen. Um eine Emissionsminderung um 40 Prozent bis zum Jahr 2020 im Vergleich zum Jahr 1990 zu erreichen, sollen 22 Mio. Tonnen CO2 unter besonderer Berücksichtigung des Stromsektors und des europäischen Zertifikatehandels zusätzlich eingespart werden.
Um die Kostenbelastung für Haushalte zu mildern, werden bislang privilegierte Stromkunden (v.a. Endverbraucher mit Verbrauch von mehr als 1 Gigawattstunde) künftig stärker belastet.
Für den Mittelstand und die stromkostenintensive Industrie bleiben aber auch zukünftig die zum Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit wichtigen Ausnahmemöglichkeiten grundsätzlich bestehen.
Das noch nicht realisierte hohe Einsparpotenzial per KWK hat den Gesetzgeber in Deutschland veranlasst, die KWK zu fördern und jahrzehntelang gewachsene Versorgungsstrukturen zu verändern.
Das so genannte „Gesetz zur Neuregelung des gesetzlichen Messwesens“ wurde am 7. Juni 2013 vom Bundesrat gebilligt. Das neue Mess- und Eichgesetz modernisiert das bis dato existierende Regelungswerk grundlegend und löst das bisherige Eichgesetz damit ab.
Vorschriften über das Inverkehrbringen von Messgeräten werden damit liberalisiert und die amtliche Ersteichung wird abgeschafft. Die Übereinstimmung von Messgeräten mit den gesetzlichen Anforderungen darf nun generell von unabhängigen privaten Konformitätsbewertungsstellen beurteilt werden, was der Rechtsvereinfachung dienen soll. Der hier entsprechende Abschnitt (§6 des MessEG) ist hier aufgeführt: § 6 Inverkehrbringen von Messgeräten (1) Vorbehaltlich des Unterabschnitts 4 dürfen Messgeräte nur in Verkehr gebracht werden, wenn die in den Absätzen 2 bis 5 genannten Voraussetzungen erfüllt sind.
(2) Messgeräte müssen die wesentlichen Anforderungen erfüllen; dies schließt die Einhaltung der Fehlergrenzen ein. Wesentliche Anforderungen im Sinne von Satz 1 sind diejenigen Anforderungen,
1. die in der Rechtsverordnung nach § 30 Nummer 1 festgelegt sind oder
2. die einzuhalten sind, um dem Stand der Technik zur Gewährleistung richtiger Messergebnisse und Messungen zu entsprechen, sofern in der Rechtsverordnung nach § 30 Nummer 1 keine näheren Festlegungen getroffen sind.
(3) Zum Nachweis, dass ein Messgerät die wesentlichen Anforderungen im Sinne des Absatzes 2 erfüllt, muss eine in einer Rechtsverordnung nach § 30 Nummer 3 festgelegte Konformitätsbewertung erfolgreich durchgeführt worden sein und eine Konformitätserklärung vorliegen. Die Konformitätserklärung muss den Anforderungen der Rechtsverordnung nach § 30 Nummer 3 entsprechen.
(4) Die Konformität eines Messgeräts muss durch die in einer Rechtsverordnung nach § 30 Nummer 4 bestimmten Kennzeichen bestätigt sein.
(5) Das Messgerät muss mit den in einer Rechtsverordnung nach § 30 Nummer 4 bezeichneten Aufschriften zur näheren Bestimmung des Geräts und des Herstellers oder Einführers versehen sein.
Neues MessEG seit 01. Januar 2015 in Kraft
Neben diesem Verfahren, das bislang schon für alle europäisch geregelten Geräte zu beachten war, galten für rein national bestimmte Messgeräte abweichende Vorschriften. Die staatliche Nacheichung wird als wirksames Kontrollinstrument beibehalten. Das Gesetz trat zum 1. Januar 2015 in Kraft.
Am 30.11.2015 wurde im Bundesanzeiger (BAnz AT 09.12.2015 B8) die Bekanntmachung der Fundstellen der vom Regelermittlungsausschuss nach § 46 des Mess- und Eichgesetzes ermittelten technischen Regeln und Erkenntnisse vom 13. Oktober 2015 veröffentlicht.
Dieses Dokument beinhaltet die ermittelten Regeln und Erkenntnisse nach dem MessEG.
(Quelle: Ermittelte Regeln und Erkenntnisse des Regelermittlungsausschusses nach § 46 des Mess- und Eichgesetzes. Stand: 13. Oktober 2015 / Physikalisch-Technische Bundesanstalt, Braunschweig und Berlin. DOI: 10.7795/510.20151030R; Lizenz: CC BY-ND 3.0 DE.
Das so genannte Netznutzungsentgelt (oder auch "Netzentgelt") fällt bei der Nutzung von Gas- oder Stromnetzen in Deutschland an. Für Privatkunden oder auch Letztverbraucher werden die Netznutzungsentgelte von den Strom- oder Gaslieferanten gezahlt und ihren Kunden über deren Strom- bzw. Gasrechnung als Bestandteil des ARBEITSPREISES und GRUNDPREISES belastet.
Die meisten Großverbraucher wie in der Industrie, aber auch in großen Service - Entitätten (Kliniken, Forschungszentren, Flugplätze etc.) zahlen ihre Netznutzungsentgelte i. d. R. direkt.
Kleinverbraucher mit Niederpsannungsanschlüssen zahlen die vollen Netznutzungsentgelte für alle Netzebenen - das wären in Deutschland derzeit (Stand 2015) ca. 6 ct/kWh. Großverbraucher, die am Mittelspannungsnetz oder gar auf höheren Spannungsebenen angeschlossen sind, zahlen nur für diese jeweilige Ebene und alle folgend höheren. Da die Kosten der Verteilungsnetze, vor allem auf Niederspannungsebene, am höchsten sind, ergeben sich so wesentlich niedrigere Entgelte.
Die Grundlage der Kostenrechnung baut auf den Bestimmungen der 2005 verabschiedeten Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) bzw. der Gasnetzentgeltverordnung (GasNEV) auf. Ferner fließen bei der Bewertung der Netzkosten auch die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile ein.
Diese sind u.a.: Die gesetzlichen Vorgaben Konzessionsabgaben, Betriebssteuern, vorgelagerte Netzebenen, bestimmte Investititonen, Mehrkosten für den Betrieb von Erdkabeln, betriebliche und tarifliche Vereinbarungen zu Lohnzusatz- und Versorgungsleistungen - soweit bis zum 31.12.2006 entstanden und im Netzentgeltgenehmigungsverfahren der BNetzA anerkannt - dazu die Betriebstätigkeit (im Falle der gesetzlichen Kostenerstattungspflicht durch den jeweiligen Netzbetreiber), Verfahrensregelungen für den grenzüberschreitenden Stromhandel sowie für den Zugang zu den Erdgasfernleitungsnetzen.
Da EEG - Anlagen nicht wie Großkraftwerke in Hochspannungsanlagen einspeisen, von wo aus dann in Mittelspannungs- und Niederspannungsnetze umtransformiert wird, bis der Endkunde den Strom abnimmt, sondern verbrauchsnah ins Niederspannungs- oder ins Mittelspannungsnetz einspeisen, entstehen dem jeweiligen Netzbetreiber durch EEG - Anlagen geringere Aufwendungen, als bei der Einspeisung aus Großkraftwerken. Diese Einspeisungen sind dem EEG-Anlagenbetreiber gemäß § 35, Abs. 2 EEG nach den Vorschriften des § 18, Abs. 2 StromNEWV auszuzahlen. Von Verbraucherorganisationen wird deutlich und wiederholt bemängelt, dass diese Auszahlungen idealerweise dem Letztverbraucher, konkret durch eine Senkung der EEG - Umlage zu Gute kommen sollen.
Über die Netznutzungsentgelte werden üblicherweise nicht nur die Kosten für die Stromleitungen gedeckt, sondern auch für diverse Systemdienstleistungen. Die Frequenzregelung, also die Primärregelung, die Sekundärregelung und die Minutenreserve, der Ausgleich von Verlustenergie im Netz, die Lieferung und das Management von Blindleistung, die Erhaltung der Schwarzstartfähigkeit sowie die Durchführung von Redispatch - Maßnahmen bei Netzengpässen. Die hierbei höchsten Kosten entstehen so für die Frequenzregelung und die Verlustenergie.
Die Netznutzungsentgelte müssen staatlich überwacht werden, um Missbräuche zu verhindern, denn die Netze stellen natürliche Monopole dar. Der Staat legt dafür qua ermittelter Kostenberechnungen die Erlösobergrenzen fest.
Power-to-Heat (auch P2H oder PtH)
Power-to-Heat bezeichnet die Verwertung von Stromüberschüssen zur Erzeugung von Wärme. Grundsätzlich wird bei P2H Wärme durch elektrische Energie generiert.
P2H ist damit eine Power-to-X Technologie, die im Zuge der laufenden Transformation der Energieversorgungsstrukturen im Rahmen der Liberalisierung des Strom- und Energiemarktes sowie der Energiewende eine bessere Integration von Erneuerbaren Energien in ein Smart Grid (intelligentes Stromnetz) ermöglichen sollen. Der Begriff Power-to-Heat bezeichnet hierbei den Einsatz von Wärmespeicherung zum Beispiel in Form von Wärmepumpen oder Warmwasserspeichern mit Heizpatrone.
Da der Wirkungsgrad bei der Umwandlung von Strom in Wärme auch ohne den Einsatz von Wärmepumpen nahezu 100 % beträgt, ergeben sich deutliche Vorteile gegenüber einer Speicherung mit Hilfe eines Power to Gas - Ansatzes.
Aufgrund ihrer großen Effizienzvorteile gegenüber der direkten Wärmeerzeugung in Widerstandsheizungen ist der Einsatz von Wärmepumpen dennoch zu bevorzugen.
Einsatz in der Energiewende:
Mit der Umsetzung der Energiewende werden z.B. P2H- Anlagen benötigt, die Elektrowärme nur aus Stromüberschüssen erzeugen und zu anderen Zeiten den Wärmebedarf aus anderen Quellen decken. Dafür eigenen sich insbesondere Fernwärmenetze:
Sofern die Fernwärmenetze durch Elektrodenkessel ergänzt und diese zentral gesteuert, können sie im Falle von Stromüberschüssen eingeschaltet werden: In diesen Phasen des Stromüberschusses kann somit der Verbrauch fossiler Energieträger wie Erdgas oder Holz entsprechend reduziert werden.
Damit verringert sich der CO2 Ausstoß, sowie der damit einhergehende Treibhauseffekt. Und die natürlichen Umweltressourcen werden geschont.
Ressourcenschutz per Power-to-Saved-Gas
Deshalb bezeichnet die Energiebranche bei der Einsparung von Erdgas durch das P2H Verfahren auch als „Power to Saved Gas“ - Verfahren.
Die größte Erfahrung mit Power-to-Heat-Anlagen besitzt, bislang und noch vor Deutschland, Dänemark: In Dänemark ist die Energiewende bei Windstromanteilen von ca. 41 % (Stand: 2014) schon viel weiter fortgeschritten, als in Deutschland.
Die Dänen starteten mit dem Bau von PtH-Anlagen bereits Mitte der 2000er Jahre. Bis heute (Stand: 2014) wurden rund 350 MW installiert, darunter Wärmepumpen mit einer thermischen Leistung von ca. 30 MW.
Tendenz zur Nutzung von P2H in Deutschland wie Dänemark weiter steigend.
Pumpspeicher zur Speicherung von Stromüberschüssen
So genannte "Pumpspeicherkraftwerke" kommen gerade im Rahmen des Ausbaus zur Energiewende vermehrt zum Einsatz: Denn die Kraftwerke mit Pumpspeicher können das Überangebot an Elektrizität aus erneuerbaren Energien speichern.
Umweltfreundlich erzeugte Energie aus Wind und Sonne muss also nicht unbedingt verschwendet werden. Speicher können diesen "grünen" Strom Stunden später ins Netz einspeisen, wenn ansonsten wieder fossile Kraftwerke Strom liefern müssten.
Im Prinzip besteht jedes Pumpspeicherkraftwerk, wie in nebenstehender Skizze dargestellt, mindestens aus einem oberen Speicherbecken (Oberwasserbecken) und einem unteren Tiefbecken (auch Unterwasserbecken genannt). Zwischen beiden Becken bestehen eine oder mehrere Druckrohrleitungen.
In der Maschinenhalle des Kraftwerks befinden sich im einfachsten Fall eine Wasserturbine, eine Pumpe und eine rotierende elektrische Maschine, welche wahlweise als elektrischer Generator oder als Elektromotor betrieben werden kann und in der Skizze in der Farbe Rot eingezeichnet ist. Bei größeren Pumpspeicherkraftwerken sind mehrere solche Einheiten in Parallelbetrieb vorhanden.
Die Turbine, die elektrische Maschine und die Pumpe samt Hilfseinrichtungen wie Kupplungen und Anwurfturbine sind auf einer gemeinsamen Welle montiert. Die elektrische Maschine ist üblicherweise, wie in anderen Kraftwerken, als eine Drehstrom-Synchronmaschine mit Erregermaschine ausgeführt. Da Synchronmaschinen im Motorbetrieb für das Starten des Pumpbetriebs aufgrund des Massenträgheitsmoments nicht von alleine aus dem Stillstand sicher anlaufen können, sind je nach Kraftwerk Hilfseinrichtungen wie eine kleinere Anwurfturbine vorgesehen, um den Motor für den Pumpbetrieb zunächst auf Drehzahl bringen zu können.
Alternativ sind in manchen Pumpspeicherkraftwerken für den Pumpbetrieb eigene Drehstrom-Asynchronmaschinen als Antriebsmotor vorgesehen, welche keine Anlaufprobleme aufweisen. Die Synchronmaschine wird dann ausschließlich als Generator betrieben.
Reserveleistung bei wenig Wind und Sonne
In Zeiten der schwachen Einspeisung erneuerbarer Energie dienen die Pumpspeicherkraftwerke in Kombination mit den verbleibenden fossilen Kraftwerken dazu, die täglichen Strombedarfsspitzen zu decken. So sorgen sie dafür, dass weniger unrentable Reservekraftwerke vorgehalten werden müssen.
Flexibilität für eine hohe Versorgungsqualität
Pumpspeicher können reaktionsstark und flexibel auf Schwankungen der Erzeugung und des Verbrauchs reagieren und sie zuverlässig ausgleichen: Moderne Pumpspeicherwerke können dies sehr kurzfristig und schnell.
Pumpspeicher als "Multifunktionskraftwerke"
Die Kombination aus Speicher, gesicherter Leistung und Flexibilität vereint in einem Kraftwerkstyp macht den Pumpspeicher zu einem "Multifunktionskraftwerk". Durch die konsequente Nutzung der kostengünstigen und bewährten Pumpspeichertechnologie werden die zentralen Herausforderungen der Energiewende sehr gut gelöst.
Unter REDISPATCH sind Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken zu verstehen, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Doht an einer bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, so werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.
Das Kernkraft - Moratorium, sowie die vermehrte Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien wirken sich auf die Lastflüsse im Netz aus und führen dazu, dass Netzbetreiber häufiger als bisher Redispatch - Maßnahmen vornehmen müssen. Zudem muss die Kompensation fehlender Blindleistung sichergestellt werden.
Blindleistung wird zur Spannungshaltung in den Übertragungsnetzen benötigt und muss gleichmäßig verteilt und bereit gestellt werden. Da auch Kraftwerksbetreiber eine Verantwortung für die Stabilität unserer Netze tragen, hat die in Bonn eingerichtete Bundesnetzagentur (BNetzA) in einem Festlegungsverfahren die Betreiber aller an das Hoch- und Höchstspannungsnetz angeschlossener Erzeugungsanlagen dazu verpflichtet, auf Anforderung der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) an bestimmten Maßnahmen zur Sicherung der Netzstabilität mitzuwirken. Damit soll sichergestellt werden, daß die Netze den jetzt erhöhten Anforderungen weiterhin stand halten.
Die Festlegung zur Standardisierung vertraglicher Rahmenbedingungen für Eingriffsmöglichkeiten der Übertragungsnetzbetreiber in die Fahrweise von Erzeugungsanlagen (BKG - 11 - 098) vom 30.10.2012 finden Sie im Internetangebot der Beschlusskammer 6 auf der Homepage der BNetzA (www.bundesnetzagentur.de)
Stand: 01. Feburuar 2013.
Quelle: Bundesnetzagentur, Bonn, 2013.
Unter dem aus dem Englischen stammenden Begriff "Smart Grid" versteht sich in der IT, Energie- und TK - Wirtschaft die kommunikative Vernetzung von Stromerzeugern, Stromspeichern, elektrischen Verbraucher und Netzbetriebsmitteln in Energieübertragungs- und -verteilungsnetzen der Energieversorgung.
Diese ermöglicht eine Optimierung und Überwachung der hierbei miteinander verflochtenten bzw. verbundenen Bestandteile. Aktuell schließen sich auch die angrenzenden Branchen bzw. der Elektromobilität (E-Autos, E-Bikes etc.) sowie gerade im urbanen Raum der ÖPNV mit seinen Betriebsmitteln an.
Das Ziel idealer Smart Grid - Architektur liegt in der Sicherstellung der Energieversorgung auf Basis eines wirksamen wie energieeffizienten und stabilen, zuverlässigen Systembetriebs.
Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) und §19 - Umlage
Die so genannte Stromnetzentgeltverordnung (Akronym: StromNEV) ist eine eine deutsche Verordnung über die Entgelte für den Zugang zu Elektrizitätsversorgungsnetzen: Sie regelt im liberalisierten Energiemarkt die Ermittlung der Netznutzungsentgelte für die Durchleitung von Strom durch die Netze der Stromnetzbetreiber zu den Verbrauchern. Sie StromNEV wurde im Zuge der Neuformulierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) notwendig und hat die ursprünglich auf nichtstaatlicher Ebene festgelegten Regelungen der Verbändevereinbarung über Netznutzungsentgelte durch eine staatliche Festlegung ersetzt.
Die StromNEV vom 25. Juli 2005 (verkündet am 28. Juli 2005, BGBl. I S. 2225 ff.), trat am 29. Juli 2005 in Kraft. Die Bestimmungen dieser Verordnung werden ergänzt durch die Anreizregulierungsverordnung (ARegV), die die seit 1. Januar 2009 anwendbare Anreizregulierung umsetzt.
Besonders bekannt ist dabei der § 19 der StromNEV, der im Absatz 2 Bedingungen einer atypischen Netznutzung beinhaltet, nach dem sich große Stromverbraucher teilweise von den Netzentgelten befreien lassen können!
Die Bedingung für eine Befreiung ist sodann erfüllt, sobald der Höchstlastbeitrag des Letztverbrauchers zeitlich von der Jahreshöchstlast aller Entnahmen aus dieser Netz- bzw. Umspannebene abweicht.
Die Netzbetreiber veröffentlichen aus diesem Grund ihre Höchstlastzeitfenster nach Netzebenen und energiewirtschaftlichen Jahreszeiten (Winter, Frühling, Sommer, Herbst). Anhand dieser Zeitfenster können die gemessenen und prognostizierten Lastverläufe des Letztverbrauchers dahingehend analysiert werden, ob die Bedingungen erfüllt sind.
Ein ab 1. Januar 2014 wirksamer Beschluss der Bundesnetzagentur in Bonn (BNetzA) legte geltend fest, dass eine Erheblichkeitsschwelle für die Lastreduzierung (z. B. bei Mittelspannung mindestens 20 Prozent) und eine Mindestlastverlagerung von 100 Kilowatt erreicht werden müssen.
Die so genannte §19 - Umlage leitet sich aus dem oben erwähnten §19 der StromNEV ab und fließt ebenfalls als weiterer Faktor in den Strompreis für Letztverbraucher mit ein: Die den Netzbetreibern daraus entstehenden Kosten werden auf die übrigen Letztverbraucher umgelegt.
Diese Umlage nach § 19 Abs. 2 StromNEV wird als Paragraph-19-Umlage oder §19-Umlage bezeichnet. Die Höhe der Umlage ist abhängig vom Stromverbrauch.
Entwicklung der §19-Umlage in Cent/kWh
Jahr Letztverbraucher bis 100.000 kWh in Cent/kWh
2012 0,151
2013 0,329
2014 0,092
2015 0,237
Das Oberlandesgericht Düsseldorf hatte am 6. März 2013 entschieden, dass die Verordnungsregelung zur Befreiung stromintensiver Unternehmen von den Netzkosten nichtig ist. Eine vollständige Befreiung von den Netzentgelten sei aus Gleichheitsgründen nicht zulässig. Auch europarechtlich sei eine nichtdiskriminierende und kostenbezogene Regelung der Netzentgelte geboten.
Noch am selben Tag der Entscheidung des OLG Düsseldorf eröffnete die EU-Wettbewerbskommission unter EU- Wettbewerbskommissar Joaquín Almunia ein Beihilfeprüfverfahren gegen diese Regelung. Dessen Eröffnungsbericht geht davon aus, dass es sich bei der möglichen Netzentgeltbefreiung gemäß § 19 Abs. 2 Satz 2 StromNEV um eine staatliche Beihilfe für energieintensive Unternehmen handelt.
Ferner stellt sie die Möglichkeit in Aussicht, dass bereits mit Einführung der Netzentgeltbefreiung für energieintensive Unternehmen im Jahr 2001, noch vor Einführung der §19-Umlage an den Letztverbraucher, solche Beihilfen gewährt worden sein könnten.
Im Jahr 2015 steigt die §19 - Umlage infolge der Verrechnung mit dem Jahr 2013 auf 0,237 ct/kWh
Die mit dem Akronym „ÜNB“ definierten Übertragungsnetzbetreiber verantworten die Systemstabilität und Modernisierung der Stromübertragung in Deutschland.
Die ÜNB haben deshalb einen gesellschaftlichen Auftrag. Dieser ist in § 11 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) verankert und legt dar, ein „sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen.“
Die ÜNB sind damit verantwortlich für die Sicherheit und Stabilität des deutschen Energieversorgungssystems. Zur Versorgung mit Erdgas teilen sich derzeit (Stand 15. Oktober 2015) die Unternehmen Net Connect Germany und Gaspool die verantworteten Marktgebiete in Deutschland. Für die Stromversorgung sind dies in ihren jeweiligen Zuständigkeitsgebieten die Unternehmen Amprion, 50Hertz Transmission, TenneT TSO und TransnetBW. Das heißt, sie müssen den überregionalen Stromaustausch über ihre Leitungen störungsfrei gewährleisten und parallel dafür sorgen, dass sich Erzeugung und Verbrauch zu jeder Zeit im Gleichgewicht befinden. Seit die Energiewende 2011 in Kraft trat, befinden sich die Höchstspannungsnetze in Deutschland vor großen Herausforderungen, denn die Energiewende verändert unsere Energieinfrastruktur nachhaltig.
Mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung wachsen auch die Anforderungen an die Höchstspannungsnetze. So übersteigt schon heute der Strom aus Windenergieanlagen die Netzkapazitäten in einigen Regionen Deutschlands. Die deutsche Energieinfrastruktur mit zeitgemäßen, effizienten und umweltschonenden Übertragungstechnologien zukunftsfähig zu machen, bleibt deswegen auch in den nächsten Jahren und Jahrzehnten die zentrale Aufgabe der deutschen Übertragungsnetzbetreiber. (Stand 15. Oktober 2015)
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