Der erste Teil des offiziellen Berichts ("factual report") zum Iberischen Blackout ist mittlerweile online.
Mit Clausthaler Glückauf
Gunnar
Hallo,
Mit microgrid ready gemeint, dass die so ausgezeichnete Anlage eine Zusatzfunktion hat, dass sie als Netzersatzanlage auch funktioniert, wenn ein Stromausfall zu beobachten ist. Darunter fallen nicht nur BHKWs, sondern auch Hybridstromanlagen (z.B. KWK im Keller + PV auf dem Dach + kleiner Batteriespeicher) als Kombination verschiedener Erzeugungstechnologien.
Wie schwer wäre es, einen solcher Bonus im KWKG oder verwandten Dokumenten zu verankern? Der gesellschaftliche Nutzen ist vorhanden, da zur Daseinsvorsorge der Staates auch die Vorbereitung auf seltene aber höchst schadensreiche Ereignisse gehört. Vergleiche z.B. mit dem neuen Notstromleitfaden des Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe.
Gruß,
Gunnar
Will man volks- und privatwirtschaftliche Optima besser in Einklang bringen, so muss man für die Verbraucher und Prosumer – neben den technischen Voraussetzungen, z.B. der flächendeckenden Einführung von iMSys – vor allem die richtigen Anreize für ein im volkswirtschaftlichen Sinne richtiges Verbrauchs- und Betriebsverhalten setzen.
Genau. Es bringt doch nichts, wie die Lemminge einem Signal hinterherzulaufen, was uns über die Klippe springen lässt. Wir müssen dafür kämpfen, dass die Verkehrsordnung so umgestaltet wird, dass am Ende alle etwas sinnvolles tun. Und was sinnvoll ist, entscheidet letztenendes die Physik und nachgeordnet die Ökonomie als Werkzeug zur Effizienzerhöhung (sobald Effizienz richtig definiert wird). Daran ausgerichtet muss sich unser Regelsystem orientieren, ansonsten postuliere ich gerne ein regulatorisches Systemversagen.
Die Grundvergütung für eingespeisten Strom würde sich dann variabel an den Marktpreisen ausrichten
Bitte nicht nur den Markt in den Vordergrund stellen. Der ist unvollständig, weil die Infrastruktur zwischen Quellen und Senken, bzw. Erzeugern und Verbrauchern bei der Allokation völlig ausgeblendet wird. Wir tun so, als hätten wir eine Kupferplatte und das Marktmodell schiebt alles in ein großes 1-Knoten-Modell. Das generiert nach dem Abgleich von Angebot und Nachfrage den Marktpreis und gibt Fahrpläne aus. Erst danach wird diese Ergebnis, wer wann wo wieviel produziert und abnimmt, an die ÜNBs gegeben, die erst im Nachhinein überprüfen, ob das alles auf den Stromautobahnen transportiert werden kann, die Rolle von Verteilnetzbetreibern bei der Engpassbewirtschaftung lass ich erstmal außen vor. Kann es immer häufiger nicht und mehr und mehr Redispatch wird notwendig.
Das erinnert mich an eine Vorlesung zum Qualitätsmanagement in geraumer Vorzeit, wo der Dozent zur Einleitung die deutsche mit der japanischen Automobilindustrie der 70er und 80er Jahren verglichen hat. Beiden haben gute Qualitätsautos geliefert, aber in DE wurde am Ende des Fließbandes noch mal alles genau durchgeprüft und mit relativ hohem Aufwand nachgearbeitet, wenn die Vorgaben nicht erfüllt wurden. Die Japaner haben die Prozessgüte Schritt für Schritt so verbessert, dass gleich im ersten Aufwasch ein gutes Qualitätsprodukt vom Band viel, was keine kostenträchtigen Nacharbeiten benötigte. Genauso kann es doch nicht sein, dass bei der Allokation von Quellen und Senken die Engstellen im Netz keine Rolle spielen. Man muss doch "nur" vernünftige Preissignale von der Netzseite gleich mit einbacken, dann muss der Bäckermeister nicht am Ende des Backvorgangs ein Drittel der Brötchen zu Paniermehl downgraden.
Gruß,
Gunnar
[Brennwert vs. Wobbezahl] Ist das nicht das gleiche?
Heiz- und Brennwert beziehen sich immer auf die Masse. Der Wobbeindex wird dagegen bei definiertem Volumen bestimmt. D.h. die Dichte des Gases spielt mit rein.
Für die Praxis bedeutet das: Bei identischer Wobbezahl müssen die Brennerdüsen nicht angepasst werden.
Brenn- H_s und Heizwert H_i beziehen sich sich bei Gasen auf das Volumen, z. B. in München wird eine Mixtur aus Bezugsquellen genutzt, die letztens auf 11,45 kWh pro Normkubikmeter kam, was für die Umrechnung der Gaszählerwerte (= Volumenzähler) wichtig ist. Die Wobbezahl ist eine Kennzahl, die mit der Wurzel aus der normierten Dichte aus dem Brenn- bzw. Heizwert berechnet wird. Wie oben beschrieben, ist das wichtig für das Brennerdesign. Wenn die Wobbezahl nicht stimmt, wird die Flamme zu groß, zu lang, zu heiss und kann den Brennraum beschädigen.
Das liegt am allgemeinen Gasgesetz bzw. an der Avogadro-Konstante, wenn man sie für Gase anwendet: Pro Mol Teilchen werden 22,4 Liter Volumen bei Normbedingungen eingenommen, egal um welche Teilchen es sich handelt. Ich glaube ganz genau gilt das nur für ideale Gase (einatomige Edelgase), aber für den Hausgebrauch über der Kondensationstemperatur soll es erstmal egal sein. Bei Volumenflüssen von Gasen spielen primär die Teilchendichte eine Rolle. Ob das nun schwere oder leichte Atome sind oder größere Moleküle wie Alkane spielt keine große Rolle. Propan hat knapp die dreifache Masse wie Methan. Weil etwa dreimal soviele C und auch etwa H Atome zu CO2 und H20 verbrannt werden können, ist der massenspezifische Energieinhalt ähnlich, aber der volumenspezifische Energieinhalt etwa drei mal größer (Kennwerte gasförmiger Brennstoffe). Propanmoleküle und Methanmoleküle flitzen aber bei gleichem Druck und Temperatur gleich gut durch eine Engstelle wie eine Düse, aber pro Molekül bringt Propan die dreifache Nutzlast mit.
Wikipedia erklärt: "Wenn z. B. Erdgas durch Propan ersetzt werden soll, reicht es nicht aus, eine Mischung mit gleichem Heiz- bzw. Brennwert zu erzeugen. Da dieses Gemisch eine höhere Dichte als das ursprüngliche Erdgas hätte, würde sich durch die Düsen des Brenners ein größerer Massenstrom (aber ein kleinerer Volumenstrom, bei gleichem Düsendurchmesser) einstellen und sich dadurch ein höherer Energieumsatz ergeben. Erst durch das Miteinbeziehen der Dichte in den Wobbeindex ergibt sich bei gleichem Düsendruck genau der Volumenstrom, der nötig ist, um die gleiche Energiemenge durchzusetzen und damit die gleiche Wärmebelastung im Brenner (z. B. einer Heizungsanlage) zu erreichen."
Also: Der Heiz- bzw. Brennwert ist wichtig für die Abrechnung, weil die Zähler keine Energiemengen sondern Volumina erfassen, wohingegen die Wobbezahl wichtig ist für den technischen Betrieb von Verbrennungsanlagen.
Gruß,
Gunnar
Hallo,
der Blackout vom 28. April scheint durch ein Überspannungsproblem ausgelöst worden zu sein, man darf es auch gerne Ferranti-Kaskade nennen. Offenbar waren in Spanien die Kapazitäten zur Spannungsregelung (Blindleistungsquellen) erschöpft, weil man nur wenige Großkraftwerk am Übertragungsnetz dazu verpflichtet hatte. In den Verteilnetzen wurde überwiegend ein fester cos(phi) eingestellt, und da ist der Blindleistungsfluss abhängig von der Wirkleistungseinspeisung und nicht von der Spannungshöhe.
Was mich interessieren würde, ist der Umfang von Netzinseln die den Blackout überlebt haben. Ich habe von einigen inselnetzfähigen PV-Batterie-Hybridanlagen gehört, auch von einem Dorf im Norden mit Wasserkraftwerk (Oseja de Sajambre), das im Inselnetz überlebt hat, sowie von einigen Industriebetrieben mit KWK-Anlagen zur Eigenerzeugung. Wie sieht es mit kleinen und mittelgroßen BHKWs aus, die in der Wohnungswirtschaft eingesetzt wurden. Gibt es dafür Beispiele?
Gruß,
Gunnar
Zitat Finanzreport:
Lässt Du Dir freiwillig ein Smart Meter einbauen, darf Dir der Messstellenbetreiber ein angemessenes Entgelt in Rechnung stellen. Das Gesetz geht hier von 100 Euro aus. In der Realität werden teilweise aber deutlich höhere Preise verlangt. Der Netzbetreiber Bayernwerk hat bis Anfang 2025 dafür bis zu 888,98 Euro berechnet. Nach einer Anpassung der Preise liegt der Preis für den freiwilligen Einbau zwar innerhalb des gesetzlichen Rahmens, dafür wird nun aber ein laufendes, jährliches Zusatzentgelt berechnet.
Das habe ich auch schon gehört, dass viele Netzbetreiber/Messstellenbetreiber gar kein Interesse am Smart-Meter-Rollout haben, solange die Preise, die dem Kunden in Rechnung zu stellen sind, gedeckelt sind, aber die internen Kosten (nicht nur für das Messgerät, sondern auch für die IT-Infrastruktur dahinter) darüber liegen. Ein Zuzahlgeschäft?
Gruß,
Gunnar
... muss man als Opportunitätskosten der Speicherung ...
Fazit: Ein Stromspeicher rechnet sich heutzutage für neue und noch mehr für ausgeförderte PV-Anlagen, bei BHKW's dagegen erst wenn die Förderung ausgelaufen ist. Ein Stromspeicher allein um variable Strompreise auszunutzen ist derzeit nicht wirtschaftlich.
Zu den Opportunitätskosten muss man in der volkswirtschaftlichen Analyse auch alternative Konzepte betrachten, anstatt in einer einzelwirtschaftlichen Analyse die Option "ich regle alles selber innerhalb meiner vier Wände aus" auszurechnen.
Hier im Titel geht es ja um das globale Phänomen negativer bzw. sehr niedriger Strompreise und nicht, dass die eigene Erzeugungsanlage Überschüsse produziert. Natürlich nimmt das zu, je weiter die nicht-disponiblen Anlagen aus dem Wind und Solar-Sektor ausgebaut werden, aber noch sind negative Preise verhältnismäßig selten. Somit wäre die Opportunitätskosten der Opportunität zu bewerten, Überschüsse nicht in der Zeit sondern über den Ort zu verschieben. Dazu bräuchte man ein anders regulatorisch abgestimmtes Geschäftsmodell, um zu niedrigen Transaktionskosten elektrische Energien den Nachbarn zur Verfügung zu stellen (und umgekehrt). Die Energiegemeinschaften, die insbesondere in Österreich Anklang finden, sind ein Schritt in die richtige Richtung, aber da darf man noch weiter denken, bis zu einer Vereinfachung des Mieterstroms (nicht nur für PV).
Natürlich ist mir klar, dass wegen der Gleichzeitigkeit der Sonneneinstrahlung (Tagsüber: viel, Nachts: nichts) sich bei der PV dieses Modell des Teilens per Netz relativ schnell unnütz wird, aber bei disponiblen BHKWs, die man bevorzugt zu Zeiten der Stromknappheit laufen lässt, dürfte es nichts schaden, dann ruhig etwas mehr zu produzieren, was den Eigenbedarf übersteigt, um das Gesamtsystem zu stützen. Dann wären wir wieder bei dem alten Lichtblick-Konzept, das eine 20 kW Maschine im Einfamilienhaus verbaut hat, weil das der maximalen Wärmelast entsprach, und der Strom sollte von allen genutzt werden können. Das Konzept ist gar nicht mal so doof, auch weil ein größerer Motor höhere Wirkungsgrade hat, ist aber an der Hysterese zwischen Strombezugpreis und Vergütung für Stromeinspeisung gescheitert.
Gruß,
Gunnar
Für eine Netzersatzfunktion muß die Zuleitung von aussen vom Hausnetz getrennt werden. Das dauert einige Sekunden. Erst dann darf der eigene PV / Batteriestrom im Haus verbraucht werden. Allerdings in den Leistungsgrenzen des Wechselrichters. Man sollte dafür die Verbraucher genau auswählen und sie auf eine gemeinsame Leitung legen, die dann im Ersatzstromfall versorgt wird - alles andere bleibt "tot".
USV ist was anderes. hier wird ein Verbraucher bei Netzausfall unterbrechungslos versorgt, zB im Krankenhaus wichtig.
Es geht beides, und macht mehr oder weniger Aufwand, ein unterbrechungsfreien Umschalten auf den Inselnetzbetrieb zu realisieren auch auch ohne Irritation des Endverbrauchers wieder zurückzuschalten, falls das Netz wieder da ist. Eine inselnetzfähige Anlage muss aber einen robusten Netztrennschalter haben, das sind nicht nur "Buchungskosten" für den IT-Service, dass auf einen anderen Regler umgestellt wird. Bei größeren gewerblichen Kunden, so ist mein Kenntnisstand, ist das Aufwendigste aber - da in der Regel die Netzersatzanlage nicht ausreicht, um pauschal alle Lasten zu bedienen - der Umbau der elektrischen Anlage, so dass verschiedene Sammelschienen mit den wichtigen und unwichtigen Stromkreisen umgepolt werden, ggf. auch mit einer Klasse, die versorgt wird, wenn genügend Leistung vorhanden ist, aber auch wegfallen kann, ohne dass alles Zusammenbricht.
Gruß,
Gunnar
Die Kernfrage war ja wie man bei einer PV-Anlage Lastmanagement betreiben kann, und ob und ggf. wie das zunehmende Auftreten von Zeiten mit negativen Strompreisen den optimalen Betrieb einer PV-Anlage beeinflusst. [..] "Smarte" Geräte braucht man dafür übrigens nicht, es reicht wenn man gelegentlich nach dem Wetter schaut und den Start über eine Zeitfunktion einstellen kann.
Heutzutage (mit Speicherpreisen von 400 €/kWh oder weniger) kann sich das rechnen. Um die mögliche Einsparung durch einen Stromspeicher abschätzen zu können, empfehle ich Tools wie dieses. Man wird dabei feststellen, dass man mit Hilfe eines vernünftig dimensionierten Stromspeichers (Kapazität in kWh = Jahresstromverbrauch in MWh ohne E-Auto) den Eigenverbrauch von PV-Strom ungefähr verdoppeln kann – aber auch dass höhere Speicherkapazitäten als etwa der Hälfte des Tagesverbrauchs entspricht nur noch einen sehr geringen Grenznutzen bringen.
Mit Stromspeicher ist das Lastmanagement natürlich entspannter, aber angesichts Speicherverlusten um 10% lohnt es sich immer noch den PV-Strom möglichst direkt zu verbrauchen. Zum Laden von E-Autos sind Hausstromspeicher wegen der vergleichsweise geringen Kapazität kaum geeignet. Das Laden mit PV-Überschuss geht ohnedies am Stromspeicher vorbei (genauer: Das Laden des Autos mit PV-Überschuss beginnt dann erst wenn der Stromspeicher geladen ist).
a) Genau, so machen es meine Eltern. Wenn draußen die Sonne scheint, dann wird die Wasch- oder Spülmaschine gestartet. Wenn die Sonne scheint, dann scheint sie meist auch beim Nachbarn, und wenn einige in der Umgebung eine PV-Anlage haben, dann hebt die Einspeisung ins Niederspannungsnetz die Spannung an. Eine ganz simple Methodik ist daher, disponible Geräte mit einem Spannungssensor auszustatten, so dass Kühlschränke, WW-Boiler, Klimaanlagen, Wärmepumpen, E-Autos etc. bei etwas angehobener Spannung mehr verbrauchen und bei weniger entsprechen die Leistung etwas zurücknehmen, wenn sie denn über einen internen Speicher verfügen (Akku oder Wärmespeicher). Interessant wäre mal eine Statistik, wie gut das Spannungsprofil mit dem Preisprofil korreliert. Muss ich bei mir Zuhause die disponiblen Anlagen alle per ITK verdrahten oder reicht es, spannungselastische Verbraucher mit einem RLM-Zähler abzurechnen, wenn die bevorzugt dann laufen, wenn der Strompreis bei 50 GW Solareinspeisung in DE gering ist.
b) Ich weiss nicht ob die kleinen Haushaltsspeicher immer noch eher fürs Gefühl der Unabhängig gut sind. Finanziell tippe ich auf ein Nullsummenspiel, und dann sollte der ökobewusste Investor lieber mehr Paneele aufs Dach legen oder sich an Gemeinschaftsanlagen beteiligen. Größere BESS sehen vom CAPEX her günstiger aus, aber da hatte man das E/P-Verhältnis (Speicherzeitkonstante) in der Vergangenheit auf etwas mehr eine Stunde ausgelegt, weil das für die Primärregelung notwendig war. Jetzt wird auch immer mehr 2-4 Stunden Energie eingelagert, auch weil man im Intradaymarkt die Viertelstunden-Zacken mehrfach am Tag handeln kann. Das Auto ist wohl wg. den Einkaufsvorteilen für die Großserie günstiger als ein stationärer Heimspeicher. Ich persönlich würde mir um solche Dinge näher Gedanken machen, sobald ein E-Auto angeschafft wird.
c) Die Batterieverluste muss man immer zweimal zählen: rein und raus, und deswegen ist es volkswirtschaftlich besser, erstmal so weit es geht die Energie übers Netz zu verschieben und nicht in der Zeit. Ich würde das Auto zuerst laden (weil es ja gebraucht werden kann) und erst sekundär einen stationären Speicher. Das Nachladen von Fahrstrom (der muss ja sowieso in die Batterie) ist im Sinne der Flexibilisierung auch effizienter als ein bidirektionaler Ladeverhalten. Der komparative Kostennachteil ist annähernd Null, wenn die die Traktionsbatterie dann nachlade, wenn es dem Netz guttut. Wenn man mit der Batterie rein-raus-Spiele macht, dann gibt das nicht nur Verluste, sondern auch zusätzliche Lastspiele, die zwar bei moderatem Gebrauch nicht so die Rolle spielen sollte (kalendarische Alterung dominiert üblicherweise) aber wenn man das großflächig ausrollt, dann sollte man Spitz auf Knopf rechnen.
Gruß,
Gunnar
Ich müsste den Akku auf den Tagesbedarf aufrüsten der um die 30 kWh liegt wenn es richtig kalt ist, um so zu den niedrigsten Börsenzeiten den Akku vollzuladen, ob sich das aber lohnt ist ein anderes Thema.
Was wären die Vollkosten für solch einen Elektroenergiespeicher? Also Degradation bzw. Anschaffungsausgabe über X Jahre und so und soviel Speicherarbeit über diese Zeit verteilt, plus die Verluste und ggf. weitere Betriebskosten.
Über Tibber könnte aber innerhalb von vier Wochen auch ein iMSys bezogen werden, es wird zumindest so angepriesen.
Wie sehen die Messstellenbetriebskosten für a) einfacher Arbeitszähler (Eintarif) b) HT/NT-Zähler c) iMSys?
Ist keine Überraschung, das gute US Frackinggas hat reihenweise die Stacks erledigt,
Ich bin kein Freund vom Fracking (Preise, Methanschlupf, etc.), aber wenn es um die Gasqualität geht, dann ist das Runterkühlen auf Kondensationstemperatur und das spätere Verdampfen ein Reinigungsschritt, der als Destillation in umgekehrter Weise aus Raffinierien bekannt ist. Während in Erdgas direkt vom Bohrloch alles mögliche drin sein kann, ist das LNG eben nicht Liquid Natural Gas, sondern Liquid Methane in ziemlich guter Reinform. Das muss dann bei der Einspeisung ins Netz der Ferngasbetreiber erstmal etwas runterverdünnt werden, weil der Brennwert zu hoch ist. Wahrscheinlich passt auch nicht die Wobbezahl.
Gruß,
Gunnar
Hallo,
da hat es jemand genau wissen wollen und ein Gericht gefragt und nach 5 Jahren eine Antwort vom EuGH (C-293/23) erhalten.
Ist das nun viel Lärm um nichts, oder werden Kundenanlagen, in denen Strom nicht nur zum Verbraucher durchgeleitet wird, sondern auch erzeugt, gehandelt bzw. verkauft wird nun (geschlossene) Verteilnetze werden? Offenbar wollte ENGIE mit einem BHKW einige MFH-Häuser beliefern, und hat dazu eigene Leitungen gelegt, um die einzelnen Hausanschlüsse zusammenzulegen.
Gruß,
Gunnar
Zu den Details:
"Die hier in Streit stehenden Leitungsanlagen sind nicht als Kundenanlagen gemäß § 3 Nr. 24a EnWG an das Verteilernetz anzuschließen. Die Vorschrift ist richtlinienkonform dahin auszulegen, dass eine Kundenanlage nur dann gegeben ist, wenn sie kein Verteilernetz im Sinn von Art. 2 Nr. 28 der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie darstellt. Die Leitungsanlagen der Antragstellerin sind aber Verteilernetze in diesem Sinn. Sie dienen der Weiterleitung von Elektrizität, die zum Verkauf an Endkunden durch die Antragstellerin bestimmt ist." BGH, Beschluss vom 13. Mai 2025 - EnVR 83/20
Der Knackpunkt könnte sein, dass das EuGH der Meinung ist, die Ausnahmen im deutschen EnWG seien unzulässig, und müssten genauen der Europäischen Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie 2019/944 entsprechen.
Art. 2 Nrn. 28 und 29 sowie die Art. 30 bis 39 der Richtlinie (EU) 2019/944 des Europäischen Parlaments und des Rates vom 5. Juni 2019 mit gemeinsamen Vorschriften für den Elektrizitätsbinnenmarkt und zur Änderung der Richtlinie 2012/27/EU
sind dahin auszulegen, dass
sie einer nationalen Regelung entgegenstehen,
nach der ein Unternehmen,
und keine der in dieser Richtlinie ausdrücklich vorgesehenen Ausnahmen oder Freistellungen von diesen Verpflichtungen anwendbar ist,
nicht den Verpflichtungen eines Verteilernetzbetreibers unterliegt.
Es geht hier wohl um einen Streitpunkt zur Terminologie, weil Artikel 2 die Begriffsbestimmungen aufzählt. Für die Zwecke dieser Richtlinie bezeichnet der Ausdruck:
28. | „Verteilung“ den Transport von Elektrizität mit Hoch-, Mittel- oder Niederspannung über Verteilernetze zur Belieferung von Kunden, jedoch mit Ausnahme der Versorgung; |
29. | „Verteilernetzbetreiber“ eine natürliche oder juristische Person, die verantwortlich ist für den Betrieb, die Wartung sowie erforderlichenfalls den Ausbau des Verteilernetzes in einem bestimmten Gebiet und, sofern vorhanden, der Verbindungsleitungen zu anderen Netzen sowie für die Sicherstellung der langfristigen Fähigkeit des Netzes, eine angemessene Nachfrage nach Verteilung von Elektrizität zu decken; |
Versorgung ist der Verkauf von elektrischer Energie.
12. | „Versorgung“ den Verkauf, einschließlich des Weiterverkaufs, von Elektrizität an Kunden; |
Kunden sind Personen, die elektrische Energie kaufen.
1. | „Kunde“ einen Großhändler bzw. Endkunden, der Elektrizität kauft; |
Ein Endkunde ist ein Endverbraucher, wenn es für den Haushalt verbraucht wird, ist es ein Haushaltskunde. (Darf der Endverbraucher auch selber Erzeugungsanlagen betreiben? Ja, als aktiver Kunde.)
3. | „Endkunde“ einen Kunden, der Elektrizität für den Eigenverbrauch kauft; |
4. | „Haushaltskunde“ einen Kunden, der Elektrizität für den Eigenverbrauch im Haushalt kauft, ausgenommen gewerbliche und berufliche Tätigkeiten; |
8. | „aktiver Kunde“ einen Endkunden oder eine Gruppe gemeinsam handelnder Endkunden, der bzw. die an Ort und Stelle innerhalb definierter Grenzen oder — sofern ein Mitgliedstaat es gestattet — an einem anderen Ort erzeugte Elektrizität verbraucht oder speichert oder eigenerzeugte Elektrizität verkauft oder an Flexibilitäts- oder Energieeffizienzprogrammen teilnimmt, sofern es sich dabei nicht um seine bzw. ihre gewerbliche oder berufliche Haupttätigkeit handelt; |
Mehrer aktive Kunden zusammengefasst können als Bürgerenergiegemeinschaft ausgelegt werden.
11. | „Bürgerenergiegemeinschaft“ eine Rechtsperson,
|
Warum baut ENGIE nicht eine Bürgerenergiegemeinschaft und macht einen Betriebsführungsvertrag für die technische Betriebsführung? Inwiefern hätte ENGIE vom BHKW-Standort als Energiezentrale jeweils eine Direktleitung zu den Mehrfamilienhäusern ziehen können?
41. | „Direktleitung“ entweder eine Leitung, die einen einzelnen Produktionsstandort mit einem einzelnen Kunden verbindet, oder eine Leitung, die einen Erzeuger und einen Versorger zur direkten Versorgung mit ihrer eigenen Betriebsstätte, ihren Tochterunternehmen und ihren Kunden verbindet; |
Wahrscheinlich ging es dem Verteilnetzbetreiber gegen den Strich, dass er mehrere hundert Netzkunden und ggf. auch Messstellenkunden verliert, und dann nur noch saldierte Leistungsflüsse zum MS-Tarif an einen größeren Netzkunden hätte abrechnen können. Aber gegen den Trend einer Zusammenlegung von Anschlüssen in einer Wohnanlage bzw. MFH wird man doch langfristig nicht gegenwirken können. Kritisch sehe ich es, dass das EU-Recht keine Definition einer Kundenanlage kennt, d.h. vieles fällt dann in die Definition eines Netzes. Oder habe ich etwas übersehen?
EnWG § 3 Begriffsbestimmungen schreibt dazu:
24a. Kundenanlagen
Energieanlagen zur Abgabe von Energie,
a) die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Gebiet befinden oder bei der durch eine Direktleitung nach Nummer 12 mit einer maximalen Leitungslänge von 5 000 Metern und einer Nennspannung von 10 bis einschließlich 40 Kilovolt Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes angebunden sind,
b) mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind,
c) für die Sicherstellung eines wirksamen und unverfälschten Wettbewerbs bei der Versorgung mit Elektrizität und Gas unbedeutend sind und
d) jedermann zum Zwecke der Belieferung der angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden,
24b. Kundenanlagen zur betrieblichen Eigenversorgung
Energieanlagen zur Abgabe von Energie,
a) die sich auf einem räumlich zusammengehörenden Betriebsgebiet befinden oder bei der durch eine Direktleitung nach Nummer 12 mit einer maximalen Leitungslänge von 5 000 Metern und einer Nennspannung von 10 bis einschließlich 40 Kilovolt Anlagen nach § 3 Nummer 1 des Erneuerbare-Energien-Gesetzes angebunden sind,
b) mit einem Energieversorgungsnetz oder mit einer Erzeugungsanlage verbunden sind,
c) fast ausschließlich dem betriebsnotwendigen Transport von Energie innerhalb des eigenen Unternehmens oder zu verbundenen Unternehmen oder fast ausschließlich dem der Bestimmung des Betriebs geschuldeten Abtransport in ein Energieversorgungsnetz dienen und
d) jedermann zum Zwecke der Belieferung der an sie angeschlossenen Letztverbraucher im Wege der Durchleitung unabhängig von der Wahl des Energielieferanten diskriminierungsfrei und unentgeltlich zur Verfügung gestellt werden,
Die Hoffnung bei der Brennstoffzelle war wohl, dass durch die Subventionen eine breite Markteinführung erreicht werden kann und dann bei höheren Stückzahlen die Kosten deutlich zurückgehen. Bei der Photovoltaik hat das geklappt, da sind die Kosten für das Gesamtsystem beispielsweise seit 2006 um 75% zurückgegangen (für die reinen Module um 90%).
Bei den Brennstoffzellenheizsystemen ist kaum etwas zu sehen, weil die Geräte erst seit wenigen Jahren am Markt verfügbar sind und die Umsätze eher bescheiden aussehen. Das Konzept der Lernrate (Kostenreduktion bei Verdoppelung der kumulierten Produktion) funktioniert aber nur durch Stückzahlen, das kann man nicht nur durch bessere Ergebnisse in der F+E-Abteilung erzieheln. Das sind auch Effizienzgewinne bei Produktion von Vertrieb.
Abb. 4: Das Uroborus-Prinzip als Hürde bei der Markteinführung neuer Technologien
Die Schlange, die sich selbst in den Schwanz beisst, bedeutet im BZ-Fall, dass man hohe Fertigungskosten mit hohem Vertriebsaufwand koppelt und deswegen auch nur wenige Stückzahlen realisieren kann, welche dann nicht das Uroborus-Rad zum Drehen beginnen. Zudem ist des dem technischen Fortschritt der Marke "Learning-by-Doing" egal, ob das mit Erdgas oder Wasserstoff als Brenngas geschieht. (H2 wäre insgesamt einfacher für die BZ-Typen, die heute einen Reformer brauchen.) Es ist doch närrisch, die gesamte (kleine) Branche vor die Hunde gehen zu lassen, nur ums sie dann in 10-15 Jahren wieder von Null aus zu beleben, wenn man merkt, dass sie ihre Vorzüge hat.
Gruß,
Gunnar
