Analyse
Ökostrom

Bei Care-Energy liefern
wir 100% Ökoenergie

wie dies realisiert wird und weshalb wir noch grüner sind als herkömmlich, erklären wir ausführlich auf den folgenden Seiten. Wir liefern ausschließlich Strom aus erneuerbaren Energiequellen wie Wind, Wasser und Photovoltaik, dafür bürgen wir mit unserem Namen und wenn Ihnen dies zu wenig ist, sagen Sie uns welches Ökostromlabel Sie gerne haben möchten, wir legen es Ihnen sehr gerne vor.

Anzumerken ist jedoch, dass es sich auch bei Ökostromlabel um ein Marketingtool handelt, wo Institutionen gefördert werden, welche auf die Qualität der Stromproduktion achten sollen. Wenn Sie Care-Ökosenergie beziehen können Sie sich jedoch sicher sein, dass alle Produktionsanlagen persönlich bekannt sind, durch die Geschäftsleitung evaluiert wurden und dabei zählen strengere Auflagen als bei den meisten Ökolabel.

 

Analyse der
Möglichkeiten

100%ige direkte Ökostrom-
belieferung von Endkunden

Um die Möglichkeiten auszuloten, ist es Eingangs wichtig die Begrifflichkeiten der Energiewirtschaft zu benennen und einen Markteinblick zu ermöglichen.

 


 

ÖKOSTROM

Die Begriffserklärung

Mit dem Begriff Ökostrom wird elektrische Energie bezeichnet, die auf ökologisch vertretbare Weise aus erneuerbaren Energiequellen hergestellt wird. Dies geschieht in Abgrenzung insbesondere zu Kernkraft, Kohle und Erdöl, aber auch zu Mammutprojekten im Bereich der Wasserkraft wie dem Drei-Schluchten-Damm in China. Auch die elektrische Energie eines Energieversorgungsunternehmen, der seine Kunden ausschließlich aus umweltschonenden Energie- quellen versorgt, wird Ökostrom genannt. 

Energiequellen

Zur Erzeugung von Ökostrom werden derzeit hauptsächlich genutzt:

  • Wasserkraftwerke
  • Windenergie

Folgende Energiequellen werden aus technischen und wirtschaftlichen Gründen noch wenig genutzt, obwohl sie auch als „ökologisch“ bewertet werden:

  • Biogas
  • Biomasse
  • Photovoltaik (Solarstrom)
  • Solarthermie
  • Geothermie 

Manche Ökostrom-Anbieter fassen den Begriff Ökostrom auch weiter und nutzen zum Teil auch Kraftwerksarten, die keinen Ökostrom im engeren Sinne erzeugen. Es wird argumentiert, dass diese als Übergangslösung zu fördern seien, um den Ausstieg aus konventioneller fossiler und atomarer Stromerzeugung zu beschleunigen. Hierzu gehören:

  • Kraft-Wärme-gekoppelte, gasbetriebene Blockheizkraftwerke
  • Kraft-Wärme-gekoppelte Gas- und Dampfturbinen-Kraftwerke (GuD)

Gegenbegriffe zum Ökostrom sind konventionell erzeugter Strom (auch: konventioneller Strom) aus fossiler und atomarer Stromerzeugung und andererseits Graustrom für Strom unbekannter Herkunft.

 


 

Ökostrom als
Energieprodukt

Seit der Liberalisierung des Strommarktes kann jeder Verbraucher frei entscheiden, woher er seinen Strom bezieht. Entscheidet er sich für Ökostrom, wechselt er in der Regel seinen Stromanbieter. Hierbei verpflichtet sich der Anbieter, genauso viel Ökostrom in das Stromnetz einzuspeisen, wie seine Kunden entnehmen. Weil alle Verbraucher Strom aus demselben Verbundnetz beziehen und Strom physikalisch immer gleich ist, hat der Bezug von Ökostrom keine direkte Auswirkung auf den beim einzelnen Kunden gelieferten Strom, sondern auf den Strommix insgesamt. 

Bei der Versorgung unterscheidet man zwischen mengengleich und zeitgleich:

Mengengleich bedeutet, dass der Versorger über ein Jahr verteilt jene Menge Strom ins Netz einspeist, die seine Kunden insgesamt im Jahr verbrauchen.

Zeitgleich (gemeint ist eigentlich gleichzeitig) bedeutet, dass der Versorger zu jedem Zeitpunkt die Menge Strom ins Netz einspeist, die seine Kunden momentan verbrauchen.

Der Stromverbrauch schwankt im Laufe des Tages.

Zum Beispiel, werden in den Morgen-, Mittag- und Abendstunden Stromspitzen gemessen. Bei kleinen Verbrauchern wird ein statistisch ermitteltes durchschnittliches Lastprofil angenommen; größere Verbraucher haben spezielle Stromzähler, so genannte Lastgangzähler, die den zeitlichen Verlauf der Stromentnahme festhalten. Anhand der Daten kann der Elektrizitätsnetzbetreiber für jeden Zeitpunkt die eingespeiste der entnommenen elektrischen Leistung gegenüberstellen. Hat der Versorger zu gewissen Zeiten weniger Energie eingespeist, als seine Kunden verbraucht haben, so musste zu diesen Zeiten die verbrauchte Energiemenge von anderen Kraftwerken geliefert werden, was dem Versorger nachträglich in Rechnung gestellt wird. Der Grund liegt darin, dass elektrische Energie direkt nur unzureichend speicherbar ist und zur Speicherung in andere Energieformen wie potentielle Energie in Pumpspeicherkraftwerken umgewandelt wird.

Ein Kunde eines Versorgers, der z. B. einen Strommix von „100 % Wasserkraft“ angibt, der mengengleich eingespeist wird, bekommt in Wirklichkeit zu Spitzenzeiten einen gewissen Anteil Strom unbekannter Herkunft. Nur ein zeitgleich einspeisender Versorger kann weitgehend garantieren, dass der Kunde mit der Begleichung seiner Stromrechnung ausschließlich jene Arten von Stromerzeugung unterstützt, die im Strommix deklariert sind. Ausgenommen hiervon sind die unvermeidbaren Übertragungsverluste in der Höhe von ca. 5–10 % der eingespeisten elektrischen Energie, welche von den Netzbetreibern ersetzt werden, ohne dass der Stromlieferant hierauf einen Einfluss hat.

Zeitgleiche Einspeisung ist technisch aufwändiger und teurer. Wenn keine näheren Angaben gemacht werden, handelt es sich üblicherweise um mengengleiche Einspeisung.

Das Ökostrom-Angebot vieler Energieanbieter basiert nicht auf solchen direkten Lieferbezügen, sondern auf Zertifikaten, auf welche später genau Bezug genommen wird.

 


 

Aufpreismodell

Einen Sonderfall stellt das so genannte Aufpreismodell dar. Hierbei bleibt der Kunde bei seinem alten Stromversorger und bezieht weiterhin den Strom, der dem Strommix des jeweiligen Versorgers entspricht. Weil man jedoch einen höheren Strompreis bezahlt, wird der Differenzbetrag an Programme zur Förderung von Anlagen zur Stromerzeugung aus Erneuerbarer Energie weitergeleitet.

Dieses Modell wird vor allem von Stadtwerken genutzt. Das reine Aufpreismodell ist heute ein Auslaufmodell. In der Schweiz ist das Aufpreismodell noch weit verbreitet.

Bau und Förderung von Neuanlagen

Umweltverbände verweisen darauf, dass die Frage der Belieferung aus regenerativen Kraftwerken nur einen Aspekt von Ökostrom ausmache. Änderungen im Sinne der Umwelt könnten nur erreicht werden, wenn neue regenerative Anlagen gebaut und betrieben und so die konventionellen Kraftwerke verdrängt würden.

Ein ideales Ökostromprodukt basiert deshalb auf einer zeitgleichen Belieferung der Kunden aus bereits bestehenden regenerativen Kraftwerken und einer möglichst hohen Förderung des Ausbaus der Erzeugungskapazität. Dieses Modell wurde zuerst von der Naturstrom AG und Greenpeace energy propagiert und setzt sich bei den seriösen Ökostromanbietern mehr und mehr durch. Beispielsweise hat sich Greenpeace energy verpflichtet, die pro Jahr an eigene Kunden abgesetzte elektrische Energie spätestens nach fünf Jahren aus in dieser Zeit neu gebauten Kraftwerken zu beziehen.

Bei Naturstrom AG sowie bei den Elektrizitätswerken Schönau hat der Kunde zusätzlich die Möglichkeit, sich mit einem Aufpreis für ein Produkt mit höherem Ausbau der Erzeugungskapazitäten zu entscheiden.

Die NaturWatt GmbH hat in ihrem Gesellschaftervertrag verankert, dass Gewinne ausschließlich zum Ausbau erneuerbarer Energien verwendet werden. Bisher wurden damit mehrere Photovoltaikanlagen errichtet.

 


 

Zertifizierung

Stromerzeugungs-Zertifikate (auch Gütesiegel oder Label genannt) sollen die ökologische Produktion eines Stromangebotes bestätigen. Bekannte Beispiele sind das Grüner Strom Label und das OK Power Label sowie verschiedene Zertifizierungen der großen TÜV-Gesellschaften.

Ein zentraler Punkt bei der Bewertung von Ökostrom-Angeboten ist die Frage, ob tatsächlich zusätzliche umweltfreundlich hergestellte elektrische Energie und damit weniger fossiler/atomarer Strom produziert wurde. Zertifizierte Anbieter verpflichten sich, zusätzliche Produktionskapazitäten aufzubauen.

Bei nicht zertifiziertem Ökostrom verteilen konventionelle Stromanbieter häufig vorhandenen Strom aus umweltfreundlichen Quellen (meist bestehende Wasserkraftwerke) um und verkaufen ihn teurer. In letzterem Fall erhalten die „normalen“ Stromkunden des Anbieters zum Ausgleich einen höheren Anteil am fossilen/atomaren Strom, es tritt kein Umwelteffekt auf.

Einige Umweltorganisationen haben Ökostrom-Zertifikate mit entwickelt bzw. unterstützen sie, während andere Organisationen kritisieren, dass die Zertifizierungskriterien teilweise nicht ausschließen, dass eine wirtschaftliche Verflechtung mit großen Atom- und Kohlestromfirmen besteht, welche an einer Energiewende nicht interessiert seien. Da beispielsweise das OK Power Label auch Ökostromangebote von Vattenfall und EnBW zertifiziert hat, haben die Ökostromanbieter Elektrizitätswerke Schönau und Greenpeace energy bewusst auf diese Label verzichtet, obwohl sie die Bedingungen dafür erfüllen.

Mittlerweile haben sich alle großen und einige kleinere deutsche Umweltverbände in der Kampagne Atomausstieg selber machen zusammengeschlossen, die nur konzernunabhängige Ökostromanbieter empfiehlt und dabei auf Label keinen besonderen Wert legt. Mitglied in diesem Bündnis sind auch jene Umweltorganisationen, die das Grüner Strom Label und das OK Power Label unterstützen.


 

RECS-Zertifikate

Mit den sogenannten „Renewable Energy Certificate System“ haben Energiekonzerne sowie weitere Unternehmen und Organisationen dieses Sektors ein Handelssystem geschaffen, das den Umwelteffekt als Handelsprodukt vom physikalischen Strom trennt. Es soll ermöglichen, regenerativ erzeugten Strom, für den sich kein Ökokunde findet, als "normalen" Strom zu verkaufen und statt dessen an anderem Ort und Zeit nicht regenerativ erzeugten Strom als Ökostrom anzubieten. Der Zertifikathandel ist es ein Verfahren zur Umsetzung der mengengleichen Versorgung und soll sicherstellen, dass maximal so viel umweltfreundlicher Strom verkauft wie erzeugt wird.

Dieses Verfahren konzentriert sich auf die Umverteilung vorhandener Strommengen, zu einer zusätzlichen Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien führt es erst, wenn der mit allen im Handelssystem vorhandenen Anlagen hergestellte Ökostrom nicht ausreicht, die Nachfrage zu decken. In Europa lag die Nachfrage 2008 unter dem Angebot, so dass nur umverteilt wird. Das System wird stark kritisiert, da ein Großteil des Geldes der Ökostromkunden an konventionelle Stromerzeuger geht und durch den Zertifikathandel die Herkunft bei allen "Stromsorten" verschleiert werden kann. In Einzelfällen sollen Betreiber von regenerativen Kraftwerken sowohl RECS-Zertifikate verkauft als auch den Strom als umweltfreundlich verkauft haben.

 


 

Ökostromanbieter
in Deutschland

Die Naturstrom AG wurde als erster deutscher Ökostrom-Anbieter am 16. April 1998 in Düsseldorf von Naturschutz- und Erneuerbare-Energie-Verbänden (Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland, Bundesverband Bürgerinitiativen Umweltschutz, Bundesverband WindEnergie, Eurosolar, Fachverband Biogas und andere) gegründet, um den Ausbau der erneuerbaren Energien zu stärken. Darum kaufte die Naturstrom AG den Strom zunächst bei Betreibern von Solar-, Wind-, Wasser-, Biomasse- und Geothermiekraftwerken, die ihre Anlagen mit der staatlich garantierten Vergütung allein nicht wirtschaftlich betreiben konnten. Kurz nach der Marktliberalisierung 1998 entstanden die Elektrizitätswerke Schönau, Greenpeace Energy und LichtBlick, die sich ebenfalls klare politische Forderungen auf die Fahnen geschrieben haben. Sie wollen den Anteil der erneuerbaren Energien am deutschen Strommix erhöhen und investieren deshalb auch in diese. Ihre Kunden sind vor allem ökologisch und politisch interessierte Bürger und Unternehmen, die gerade in den Anfangsjahren schon bereit waren, auch höhere Preise zu zahlen, doch ist diese Preisdifferenz inzwischen weitgehend verschwunden. Aus verbraucherrechtlicher Sicht sind neben den Preisen Vertragskonditionen wie Preisgarantie, Vertragsdauer und Kündigungsfristen weitere wichtige Aspekte. Ökostrom-Tarifrechner wie die kommerziellen von check24.de und verivox oder die auch von Verbraucherorganisationen unterstützte Verbraucherportale wie co2online, EcoShopper und EnergieVision erleichtern den Vergleich von Preisen und Konditionen.

Liste der Anbieter, die ausschließlich Ökostrom anbieten (nach Kundenzahl sortiert)

  • LichtBlick (580.000 Kunden, Stand 07/2010)
  • Elektrizitätswerke Schönau (EWS) (96.000 Kunden, Stand 08/2010)
  • Greenpeace Energy (95.000 Kunden, Stand 03/2010)
  • Naturstrom AG (80.000 Kunden, Stand 11/2010)

Die Strommixer GmbH mit Sitz in Jemgum (Ostfriesland) ist mit ca. 8.000 Kunden ein kleiner Anbieter von Ökostrom (Stand 10/2009). 2008 wurde das Unternehmen dafür kritisiert, den gesamten Strom bei der EnBW-Tochter NaturEnergie AG einzukaufen, und wurde auch in einer Studie von Robin Wood über den Ökostrommarkt nicht unter den vier einzigen bundesweiten, unabhängigen Ökostromanbietern gelistet. Seit 2009 gibt die Strommixer GmbH jedoch an, die Herkunft des an der Strombörse Leipzig eingekauften, ökologisch produzierten Stroms mit RECS-Zertifikaten nachweisen zu lassen. Nur maximal 5% wird demnach weiter bei der NaturEnergie AG eingekauft.

LichtBlick nimmt eine Sonderstellung ein, da LichtBlick zwar ausschließlich Ökostrom vermarktet, aber für Spitzenlasten Kohle- und Atomstrom zukauft.

Auch einige der großen Stromversorger bieten neben konventionellem Strom auch „Ökostromtarife“ an. Hierbei muss in der Regel ein Aufschlag auf den normalen Strompreis gezahlt werden. Dadurch, dass der Ökostrom aus dem konventionellen Strom ausgegliedert wird, sinkt der Ökostrom-Anteil bei diesem. Insgesamt verändert sich also hierdurch der Anteil des Ökostroms am Gesamtstrom nicht. Der Ökostromnutzer muss aber für seinen Tarif mehr bezahlen. So bekommen die Unternehmen mit einem einfachen Mittel zusätzlich Geld in die Kasse. Teilweise wird das Ökostrom-Geschäft auch in eigenständige Tochtergesellschaften ausgegliedert:

NaturWatt GmbH (Gesellschafter: EWE AG aus Oldenburg, die Stadtwerke Emden und die Wirtschaftsbetriebe der Stadt Norden. Hier jedoch werden keine Gewinne an die Gesellschafter ausgeschüttet, sondern für den Ausbau und die Förderung erneuerbarer Energien eingesetzt. Auch wird der Ökostrom von NaturWatt nicht aus dem Strommix der EWE ausgegliedert, sondern von der NaturWatt selbst beschafft und auch an diverse Stadtwerke sowie die EWE für deren eigene Ökostromprodukte geliefert.

NaturEnergie AG, eine Tochter der EnBW

Zwischenzeitlich haben auch große Energieversorger für einen Teil ihrer Kunden komplett auf „Ökostrom“ umgestellt, zum Beispiel die Stadtwerke Kassel,  die Energie SaarLorLux,  der hessische Anbieter Entega, die Stadtwerke Unna, die WEMAG (Schwerin) oder die Stadtwerke Wedel. Verbraucherschützer sowie Greenpeace werfen den Versorgern allerdings Manipulationen beim Handel mit RECS-Zertifikaten vor, wodurch konventioneller Strom als Ökostrom deklariert wird. Dadurch wurde es auch möglich, dass diese Stadtwerke in kürzester Zeit komplett auf "Ökostrom" umstellen konnten. Denn die Zertifikate kosten weniger, als die Einnahmen durch den verkauften "Ökostrom" wieder einbringen. Da bei dieser Umdeklarierung des Stroms trotzdem häufig der ursprüngliche Ökostrom weiterhin als solcher verkauft wird, findet hier also ein doppelter Verkauf desselben Ökostroms statt, was einer Umdeklarierung gleichkommt. Die Einkäufer der RECS-Zertifikate sind u. a. Tochterfirmen der Energiekonzerne E.on, EnBW und Vattenfall.

Einige Stadtwerke haben allerdings auch ohne Verwendung von RECS-Zertifikaten auf Ökostrom umgestellt. Hierzu zählen beispielsweise die Stadtwerke Wolfhagen. Die NaturWatt GmbH hat sich neben dem eigenen Ökostromgeschäft auf die Belieferung von Stadtwerken mit zertifizierten Ökostromprodukten spezialisiert. Damit werden die Markteintrittskosten für Stadtwerke deutlich reduziert.

Die Arbeitsgemeinschaft für sparsame Energie- und Wasserverwendung (ASEW) im Verband kommunaler Unternehmen hat zwei Ökostrom-Marken namens watergreen und energreen entwickelt, die von ca. 80 verschiedenen Stadtwerken angeboten werden, oft ohne eine Komplettumstellung auf Ökostrom.

Größter Nutzer von Ökostrom ist die Rewe Group, die im Januar 2008 ankündigte, ihren jährlichen Energiebedarf von zwei Terawattstunden Strom künftig mit Ökostrom zu decken. Der Strom kommt von der Hamburger Energie-Handels-Gesellschaft (EHA), einer Tochterfirma von Rewe und Vattenfall. Es handelt sich hier nicht um physischen Ökostrombezug, sondern um den Bezug der entsprechenden Menge RECS-Etikette mit Herkunftsnachweis. Der Grünstrom ist zertifiziert nach dem Label EE01 des TÜV SÜD, d.h. mindestens 25 % der Erzeugungsanlagen von erneuerbaren Energien sind jünger als 3 Jahre.

Der Anteil des als Ökostrom verkauften Stroms am gesamten Stromabsatz für private Haushalte in Deutschland betrug im Jahr 2007 mit 2,9 Milliarden kWh etwa zwei Prozent.

 


 


 

Das
Stromnetz

 

Begriff

Es gibt verschiedene gebräuchliche Bezeichnungen für das Stromnetz: Energieverbundnetz, Lichtnetz, Stromverbundnetz, Elektroenergienetz, Energieversorgungsnetz, Stromversorgungsnetz, Elektrizitätsnetz und Kraftnetz. In Arealen spricht man von Arealnetz, in Objekten von Objektnetz, in Häusern und Wohnungen von Hausnetz. In Fahr- und Flugzeugen spricht man vom Bordnetz.

 


 

Aufgaben

Um die Verbraucher mit elektrischer Energie zu versorgen, ist es notwendig, Leitungen von den Stromerzeugern (Kraftwerken und Windkraftanlagen) zu den Verbrauchern zu legen. Dazu verwendet man Stromnetze mit verschiedenen, festgelegten Spannungen; bei Wechselstrom sind auch Frequenzen festgelegt.

In Europa wird die elektrische Energie mittels Dreiphasenwechselstrom mit einer Netzfrequenz von 50 Hz und einer Netzspannung von im Regelfall bis zu 400 kV im Verbundnetz übertragen. In einigen europäischen Ländern werden aus historischen Gründen auch auf einzelnen Leitungen höhere Spannungen eingesetzt, wie beispielsweise in Polen bei der 750-kV-Leitung Rzeszów–Chmelnyzkyj. Erst in der Nähe des Verbrauchers wird sie auf eine Niederspannung mit einem Effektivwert von 230 V (Einphasenwechselstrom) bzw. 400 V (Dreiphasenwechselstrom) transformiert.

In anderen Ländern sind auch andere Spannungen oder Frequenzen möglich. Im Hochspannungsbereich werden Spannungen bis knapp über 1 MV angewendet, wie beispielsweise in Asien auf der Drehstromleitung Ekibastus–Kökschetau mit 1,15 MV. In anderen Kontinenten, insbesondere in Nordamerika, ist im Niederspannungsbereich das Einphasen-Dreileiternetz mit 120 V und 240 V Netzspannung und einer Netzfrequenz von 60 Hz üblich.

Um große Leistung zu übertragen, werden hohe Spannungen benötigt. Dadurch werden die elektrischen Verluste durch zu hohe Ströme verringert. Es treten geringere Stromwärmeverluste auf. Hohe Spannungen sind außerdem leichter zu schalten als hohe Ströme und es können dünnere Kabeladern bzw. Leiterseile verlegt werden.

Freileitungsnetze zur Verteilung von Elektroenergie werden auch zur Nachrichtenübermittlung eingesetzt:

  • mittels Trägerfrequenzverfahren auf den Leiterseilen
  • über die Erdseile
  • über mitverlegte Nachrichtenkabel (meist Glasfaserkabel)

Die Nachrichtenübertragung wird von den Energieversorgern selbst verwendet oder auch anderen Nutzern angeboten.

 


 

Technik

Spannungsebenen

Stromnetze teilt man nach der Spannung ein, bei der sie Strom übertragen:

Höchstspannung: In Westeuropa in der Regel 220 kV oder 380 kV. In Kanada und in den USA werden 735 kV und 765 kV verwendet. In Russland existiert ein ausgedehntes 750-kV-Netz, von dem einzelne Leitungen auch nach Polen, Ungarn, Rumänien und Bulgarien führen. Eine 1150-kV-Leitung führt vom Kraftwerk Ekibastus (Kasachstan) zur Stadt Elektrostal (Russland). Sie wird heute jedoch mit 400 kV betrieben.

Hochspannung: 50 kV bis 150 kV

Mittelspannung: 6 kV bis 30 kV. Für Netze mit hohem Freileitungsanteil, ausgedehnten ländlichen Regionen und bei neuen Installationen sind 20 kV bis 25 kV üblich. In städtischen Regionen, wo teilweise noch ältere Erdkabel in Papier-Blei-Ausführung mit Aluminium als Strom-Leiter dienen, deren Austausch teuer ist, wird eine niedrigere Mittelspannung mit 10 kV eingesetzt.

Niederspannung: 230 V oder 400 V. In der Industrie sind auch andere Niederspannungen üblich, zum Beispiel 500 V oder 690 V.

Die Höchst-, Hoch- und Niederspannungen sind für Westeuropa weitgehend standardisiert. Bei der Mittelspannung ist das zu aufwändig, da man sehr viele alte Erdkabel uneinheitlicher Spannung austauschen müsste.

 


 

Funktion der
einzelnen Netze

Das Höchstspannungsnetz ist ein Übertragungsnetz. Es verteilt die von Kraftwerken und Windkraftanlagen erzeugte und ins Netz eingespeiste Energie landesweit an Transformatoren, die nahe an den Verbrauchsschwerpunkten liegen. Auch ist es über sogenannte Kuppelleitungen an das internationale Verbundnetz angeschlossen.

Das Hochspannungsnetz sorgt für die Grobverteilung elektrischer Energie und ist ein Verteilnetz. Leitungen führen hier in verschiedene Regionen, Ballungszentren oder große Industriebetriebe. Abgedeckt wird ein Leistungsbedarf von 10 bis 100 MW.

Das Mittelspannungsnetz verteilt den Strom an die Transformatorstationen des Niederspannungsnetzes oder Einrichtungen wie zum Beispiel Behörden, Schulen oder Fabriken. Stadtwerke, die ebenfalls Kraftwerke oft auch mit Kraft-Wärme-Kopplung betreiben, speisen ihren Strom in dieses Netz.

Die Niederspannungsnetze sind für die Feinverteilung zuständig. Die Mittelspannung wird in Europa auf die üblichen 400 V bzw. 230 V transformiert und damit werden private Haushalte, kleinere Industriebetriebe, Gewerbe und Verwaltungen versorgt. Diese Leitungen werden auch als die letzte Meile bezeichnet.

Die Leistungstransformatoren im Niederspannungsnetz haben im allgemeinen ein festes Übersetzungsverhältnis. Um trotz der im Laufe eines Tages auftretenden großen Lastschwankungen die Netzspannung beim Verbraucher in etwa konstant halten zu können, kann das Übersetzungsverhältnis der Transformatoren zwischen Hoch- und Mittelspannungsnetz (z. B. 110 kV/20 kV) in Grenzen variiert werden. Dazu werden von der Primärwicklung mehrere Anzapfungen nach außen geführt. Ein extra dafür gebauter Schalter, ein sogenannter Stufenschalter, erlaubt das Umschalten zwischen den Anzapfungen, ohne den Transformator dazu abschalten zu müssen. Dieser Vorgang wird Spannungsregelung genannt. Für die einwandfreie Funktion vieler Geräte muss die Netzspannung innerhalb enger Grenzen gehalten werden. Zu hohe oder zu niedrige Spannungen können durch Störungen verursacht werden.

Daneben gibt es auch Leitungen mit hochgespanntem Gleichstrom für Übertragung über weite Strecken, insbesondere Seekabel (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung).

 


 

Verbindung der
Stromnetze untereinander

Die Verbindung von Stromnetzen mit unterschiedlichen Spannungsebenen erfolgt über Transformatoren, die in Umspannanlagen installiert sind. Der Stromfluss durch die Netze und zu Netzen mit gleicher Spannungsebene erfolgt über Schaltanlagen. Stromnetze mit unterschiedlicher Frequenz oder Phasenzahl oder Stromnetze, die nicht miteinander synchronisiert sind, müssen über HGÜ-Anlagen oder Motor-/Generator-Kombinationen miteinander gekoppelt werden.

 


 

Verbundnetz

In einem Verbundnetz werden mehrere Kraftwerke und Abnehmerzentren zusammengefasst und lokale Unterschied zwischen Angebot und Nachfrage von Momentanleistung kann innerhalb des Netzes besser ausgeglichen werden. Sie stellen somit den Gegenpol zu Inselnetzen dar.

Durch ein Verbundnetz ergeben sich Vorteile:

das Energiesystem wird stabiler, da so Überkapazitäten und Unterkapazitäten abgefangen werden können bzw. sich ausgleichen können, durch Leistungsaustausch können Lastschwankungen kurzfristig besser ausgeregelt werden als nur durch Regelung der Kraftwerke, und die Betriebszuverlässigkeit des Netzes wird gesteigert.

Innerhalb eines Verbundsystems müssen alle Erzeuger synchron arbeiten.

Dreiphasenwechselstrom führt zu höheren Übertragungsverlusten in den Kabeln, so dass er zum Beispiel bei einem Seekabel von über 30 km Länge nicht verwendet wird. In Mittel- und Westeuropa werden die Regeln im Rahmen der Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE) festgelegt, wobei für Deutschland die Deutsche Verbundgesellschaft im Auftrag der UCTE die Vorschriften festlegt. In Nordeuropa heißt der entsprechende Zusammenschluss NORDEL.

 


 

Verteilung

Die elektrische Energie kann in diesen Größenordnungen nur drahtgebunden über Hochspannungsleitungen übertragen werden. Für diese Aufgabe stehen Freileitungen und Erdkabel zur Verfügung. Beide Systeme haben Vor- und Nachteile.

Für den Einsatz von Freileitungen sprechen die geringeren Kosten sowie leichtere Lokalisierbarkeit und Behebbarkeit von Fehlern. Dem gegenüber sind die Leitungen größeren Umwelteinflüssen ausgesetzt, wirken sich störend auf das Landschaftsbild aus und können eine Gefahrenquelle für Menschen, Tiere und Maschinen darstellen (Beispiel: Klettern auf Strommasten). Bei Freileitungen werden verschiedene Typen von Masten eingesetzt. Zu speziellen Probleme im Leitungsbau bei der Überquerung von Hindernissen, siehe Freileitungskreuzungen.

Erdkabel haben einen geringeren Platzbedarf, sind vor Umwelteinflüssen besser geschützt und bei der Bevölkerung besser akzeptiert. Ihr Bau ist aber auch deutlich teurer; der Wartungsaufwand bei Defekten ist hoch und es gibt technische Probleme, wenn unterirdische Hochspannungsleitungen gewisse Kabellängen überschreiten. Beispielsweise ist die Wärmeabfuhr bei Freileitungen durch die umgebende Luft gewährleistet, bei Erdkabeln hingegen nicht. Weitere Probleme entstehen durch die enorme Blindleistung, die wiederum durch die hohe Kapazität des Kabels bedingt ist.

Das deutsche Stromnetz ist ca. 1,78 Mio. km lang. 1,16 Mio. km fallen dabei auf die Niederspannungsebene, 507.210 km auf die Mittelspannung und 76.279 km auf die Hochspannungsebene. Die Höchstspannungsnetze Deutschlands haben eine Länge von 35.708 km. Im Jahre 2003 waren etwa 71 % unterirdisch verlegt. Ein Vergleich zu dem Wert für 1993 - etwa 64 % - zeigt die Tendenz, zufolge des Leitungsausbaus im Bereich der Niederspannungsnetze und teilweise Mittelspannung, die unterirdische Stromverteilung auszubauen. Im Hoch- und insbesondere Höchstspannungsbereich spielen die unterirdisch verlegten Erdkabelsysteme bezüglich Längenanteil nur eine untergeordnete Rolle.

 


 

Netzbetreiber

Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB)

Im Bereich der Höchstspannungsnetze sind die Netze der einzelnen Übertragungsnetzbetreiber über Fernleitungen zum nationalen Verbundnetz zusammengeschlossen. Deutsches Übertragungsnetz von Transpower, 50Hertz Transmission, Amprion und EnBW

Zurzeit sind diese vier Ü-Netzbetreiber in Deutschland:

  • Amprion (vormals RWE Transportnetz Strom GmbH), umfasst heute das frühere Netz der RWE und der VEW,
  • EnBW Transportnetze AG, umfasst das Netz der früheren Badenwerk AG und der EVS (Energie-Versorgung Schwaben AG),
  • TenneT GmbH (vormals E.ON Netz GmbH, jetzt im Besitz der niederländischen Tennet), umfasst heute das frühere Netz von PreussenElektra und der Bayernwerk AG,
  • 50Hertz Transmission (vormals Vattenfall Europe Transmission GmbH), umfasst heute das frühere Netz der VEAG, der BEWAG und der HEW.

Gemäß Verband der Netzbetreiber (VDN), eine Unterorganisation des Verband der Elektrizitätswirtschaft (VDEW), waren in Deutschland im Jahre 2003 557.000 Transformatoren installiert.

Diese Betreiber sind Mitglieder im UCTE und somit auch am europäischen Verbundsystem beteiligt. Auch auf europäischer Ebene sind verschiedene Gesellschaften in dem Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber verbunden.


 

Regelleistung

Die Regelleistung, unpräzise auch als Regelenergie bezeichnet, gewährleistet die Versorgung der Stromkunden mit genau der benötigten Menge elektrischer Leistung bei unvorhergesehenen Ereignissen im Stromnetz. Dazu können kurzfristig Leistungsanpassungen bei regelfähigen Kraftwerken durchgeführt werden, schnell anlaufende Kraftwerke (z. B. Gasturbinenkraftwerke) gestartet oder Pumpspeicherkraftwerke eingesetzt werden. Alternativ können bestimmte Stromkunden mit Laststeuerung kurzfristig vom Netz getrennt werden.

Regelleistung ist ein Teil der Ausgleichsleistungen, die im Rahmen der Bereitstellung von Energie zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigt wird (§3 EnWG). Häufig wird der Begriff Regelenergie auch für die Energie verwendet, die die Übertragungsnetzbetreiber zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen einkaufen. In diesem Sinne ist dann Ausgleichsenergie ein Teil der Systemdienstleistungen, die die Übertragungsnetzbetreiber den unterlagerten Netzbetreibern zur Verfügung stellen. 

Darüber hinaus ist es bei besonderen Betriebszuständen zur Aufrechterhaltung der Systemsicherheit auch möglich, dass durch den Übertragungsnetzbetreiber automatisch oder per Schaltbefehl Lasten vom Netz getrennt oder Kraftwerken Sollwerte zugewiesen werden. Dies ist notwendig, um im Extremfall durch Lastabwurf und dadurch ausgelöste regional beschränkte kleineren Stromausfälle einen flächenmässig großen Stromausfall zu verhindern und so das Versorgungsnetz zu stabilisieren.


 


 

Notwendigkeit
der Regelung

Mittels Kraftwerksmanagement wird versucht, in Kraftwerken gewonnene Leistung und entnommene Leistung samt Transportverlusten im Gleichgewicht zu halten. Dies folgt aus der physikalischen Notwendigkeit, dass elektrische Stromnetze keine Energie speichern können und daher zu jedem Zeitpunkt die eingespeiste Leistung (innerhalb einer gewissen Toleranzbreite) der Summe aus entnommener Leistung und der Verlustleistung infolge Transport entsprechen muss. Abweichungen daraus resultieren in Wechselspannungsnetzen in einer Änderung der Netzfrequenz, welche im gesamten Wechselspannungsnetz einheitlich (synchron) ist: Bei einem Überangebot von Leistung kommt es zu einer Abweichung der Netzfrequenz über der Nennfrequenz, bei einem Unterangebot zu einer so genannten Unterfrequenz.

Schwankungen in der Netzspannung und Abweichung zum Nennwert der Netzspannung sind hingegen stark durch den regionalen Verbrauch und Angebot bestimmt und werden beispielsweise durch technische Einrichtungen wie Stufenschalter für Leistungstransformatoren, welche in Umspannwerken untergebracht sind, in bestimmten Bereichen ausgeglichen. Dadurch wird gewährleistet, dass die am Netz angeschlossenen Verbraucher eine elektrische Spannung in einem Toleranzbereich um die Nennspannung nahezu unabhängig vom Lastfluss beziehen können.

Zur Regelung wird unter anderem der Leistungsbedarf aller Verbraucher prognostiziert, so dass ein passendes Leistungsangebot vorhanden ist. Regelleistung wird zur Kompensation dann benötigt, wenn der tatsächliche, momentane Leistungsbedarf nicht dem erwarteten Leistungsangebot entspricht. Abweichungen vom tatsächlichen Leistungsangebot zur Prognose treten beispielsweise bei Kraftwerksausfällen, nicht eingehaltenen Bezugsprofilen von Großverbrauchern, Prognosefehlern bei der Windenergieeinspeisung oder bei Stromnetzausfällen (Verlust von Verbrauchern) auf. Je größer eine Regelzone ist, desto kleiner ist der relative Bedarf an Regelenergie.

 


 

Regelenergie und Erneu-
erbare Energieträger

Mit verstärkter Nutzung der Windenergie erhöht sich prinzipiell die erforderliche Regelleistung; es steigt insbesondere der Bedarf an negativer Regelleistung (Absorption von Produktionsspitzen). Das Erneuerbare-Energien-Gesetz verbietet die technisch naheliegende Lösung, bei Windspitzen die Überproduktion an der Quelle, durch Herunterfahren der Leistungsabgabe der Windanlagen, wegzuregeln; vielmehr ist gesetzlich vorgeschrieben, dass der gesamte verfügbare Windstrom ins Netz eingespeist und vergütet wird. Das hat bei hoher Windstromproduktion und geringer Nachfrage teilweise zu negativen Preisen für den deutschen Markt im Spothandel der European Energy Exchange geführt, d.h. die Abnahme von elektrischer Energie und die thermische Umsetzung in Verlustwärme oder auch die Speicherung der überschüssigen Energie (z.B. in Pumpspeicherkraftwerken) wurde vergütet.

Die tatsächlich bereitgestellte Regelleistung ist in den letzten Jahren jedoch gleichgeblieben oder hat sogar leicht abgenommen. Der tatsächliche Mehrbedarf an Regelenergie ist durch Überlagerung mit dem normalen Regelenergiebedarf kaum exakt zu beziffern, da sich die Genauigkeit der Prognosesysteme u. a. für die Windenergieeinspeisung in den letzten Jahren verbessert hat. Für die Einspeisung aus Photovoltaik werden aufgrund der relativ geringen Gesamtleistung bislang keine Prognoseprogramme eingesetzt. Durch die Summeneinspeisung mit der Spitze in der Mittagszeit kann sich die Photovoltaik je nach Einstrahlungsleistung dämpfend auf den Bedarf an Energie aus Mittellast- und sehr teurer Spitzenlastkraftwerke auswirken und damit auch sekundär auf die Regelleistung, die besonders in der Tagesmitte benötigt wird.

 


 

Beschaffung von
Regelleistung

Die Beschaffung von Regelleistung erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen. In Deutschland ist dazu wie in den meisten europäischen Ländern ein Ausschreibungsverfahren durchzuführen, welches diskriminierungsfrei und transparent sein muss (§ 22 Abs. 2 EnWG). Die deutschen Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Regelenergie eine Internetplattform eingerichtet (unter http://www.regelleistung.net), über die eine gemeinsame Ausschreibung der Regelleistungsarten abgewickelt wird. Seit dem 1. Dezember 2006 erfolgt die tägliche Ausschreibung der Minutenreserve (Tertiärregelung) auf dieser gemeinsamen Internetplattform und seit dem 1. Dezember 2007 die gemeinsame monatliche Ausschreibung der Primär- sowie Sekundärregelung.

Seit Mai 2010 sind die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber im Optimierten Netzregelverbund zusammengeschlossen. Der Verbund regelt in allen Netzgebieten einheitlich die Dimensionierung und die eigentliche Beschaffung, sowie Einsatz und Abrechnung von Regelleistung. Für alle Regelzonen gilt seither der sogenannte "regelzonenübergreifende einheitliche Bilanzausgleichsenergiepreis" (reBAP). Gleichzeitig werden Situationen vermieden, bei denen zuvor in benachbarten Regelzonen gleichzeitig positive (Energiezufuhr) und negative Regelleistung (Reduzierung der Kraftwerkseinspeisung) eingesetzt wurde.

 


 

Kosten für
Regelleistung

Die Kosten für Regelleistung können erheblich sein, da sie durch (oft in weniger als einer Minute hochfahrbare) Spitzenlastkraftwerke abgedeckt wird, deren Produktionskosten vergleichsweise hoch sind. Je nach Versorgungslage im Stromnetz können für eine Kilowattstunde bis zu 1,50 Euro - sechsmal mehr als Endverbraucher zahlen - von den Energieversorgern berechnet werden.

Der durch den Ausbau von erneuerbaren Energien notwendige erhöhte Bedarf an Regelleistung kostete im Jahr 2006 etwa 300 bis 600 Mio. €. Daraus kann leicht abgeleitet werden, dass eine 100% Ökostromversorgung mit konventionellen Mitteln nicht möglich ist.

 


 

Regelzonen

Der von RWE geführte Regelzonenblock der Bundesrepublik Deutschland ist in vier Regelzonen aufgeteilt, in denen jeweils ein Übertragungsnetzbetreiber die Verantwortung für das Gleichgewicht von Ein- und Ausspeisungen im Stromnetz hat. In Deutschland werden insgesamt 7000 Megawatt positiver Regelleistung (zusätzliche Leistung für den Engpassfall), und 5500 Megawatt negativer Regelleistung (Senkung der Produktion bzw. künstliche Erhöhung des Verbrauchs) vorgehalten. Die Kosten dafür betragen etwa 40 Prozent des gesamten Übertragungsnetzentgeltes.

Zum 31. Mai 2010 wird auf Anordnung der Bundesnetzagentur in Deutschland ein Netzregelverbund für alle vier Regelzonen eingeführt. Dies soll ein sogenanntes Gegeneinanderregeln verhindern, bei dem in verschiedenen Regelzonen gleichzeitig sowohl positive als auch negative Regelenergie eingesetzt wird. Durch den Regelverbund muss weniger Regelleistung vorgehalten und weniger Regelenergie eingesetzt werden, weil sich Leistungsüberschüsse und -bedarfe der vier Regelzonen teilweise kompensieren. Dies soll laut Bundesnetzagentur Einsparungen in dreistelliger Millionenhöhe bewirken.

 


 

Leistungsreserve

Wenn der erwartete Leistungsbedarf nicht dem erwarteten Leistungsangebot entspricht, muss die Abweichung kompensiert werden. Dies kann sowohl von der Seite der Leistungserbringer verursacht sein (z.B. durch Prognosefehler, also Abweichungen des Istwerts von der Ertragsprognose bei Windenergieanlagen oder durch Störfälle bei konventionellen Großkraftwerken) und auch bei den Leistungsnehmern (z.B. Lastrauschen, unerwartetes Abschalten großer Verbraucher, Abschaltung von Teilnetzen in Folge von Kurzschlüssen). Diese Leistungsdifferenzen zwischen Erzeugung und Verbrauch können also zu einer positiven oder zu einer negativen Abweichung führen, die durch eine entsprechende Leistungsreserve ausgeglichen werden muss.

 


 

Technischer Aufbau der Frequenzregelung im UCTE

Die UCTE ist für die Koordination des Betriebs sowie die Erweiterung des europäischen Netzverbundes zuständig. Mitglieder dieser Union sind Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) aus 24 Ländern (UCTE).

Ein sicherer und reibungsloser Netzbetrieb setzt die Wahrung des Gleichgewichts zwischen Energieeinspeisung und –abnahme voraus. Eine Störung dieses Gleichgewichts zieht unweigerlich Änderungen der Netzfrequenz nach sich. Da eine, in einem vorgegebenen Toleranzbereich, konstante Netzfrequenz die Grundlage einer gesicherten Energieversorgung darstellt, wird bei einer Störung der Einsatz von aufeinander abgestimmten Mechanismen zur Frequenzhaltung erforderlich.

Die Aufgabe der Frequenzhaltung wird in der UCTE in drei Regelstufen eingeteilt:

  • Primärregelung (primary control)
  • Sekundärregelung (secondary control)
  • Minutenreserve (tertiary control)

 


 

Primärregelung

Die Primärregelung dient dazu, Ungleichgewichte zwischen physikalischem Leistungsangebot und -nachfrage im gesamten europäischen Verbundnetz, genauer im Synchrongebiet des UCTE, auszugleichen, mit Ziel der Wiederherstellung einer stabilen Netzfrequenz. Jeder Netzbetreiber innerhalb des Verbundnetzes muss innerhalb von 30 Sekunden zwei Prozent seiner momentanen Erzeugung als Primärregelreserve zur Verfügung stellen. Dabei beteiligt sich nicht jedes Kraftwerk an der Primärregelung bspw. Windparks, Photovoltaikanlagen, etc. sind ausgeschlossen. Daraus ist es als erwiesen abzuleiten, dass der Primäregelung nicht 100% Ökostrom sein kann. Ebenso die Regelung, dass EEG-Anlagen bevorrangt einspeisen dürfen, also weder abgeschaltet somit auch nicht zugeschaltet werden können, kann verbindlich davon ausgegangen werden, dass es sich hierbei nicht um Ökostrom handelt.

Es ist unerheblich, in welchem Bereich des europäischen Verbundnetzes eine Schwankung auftritt, da die momentane Netzfrequenz sich im gesamten Netzbereich aufgrund von Lastschwankungen verändert. Diese wird für den proportionalen Primärregler der an der Primärregelung teilnehmenden Kraftwerke mit der Sollfrequenz von 50 Hz verglichen. Kommt es zu einer Abweichung, so wird Primärregelleistung in jedem beteiligten Kraftwerk (meist alle Kraftwerke über 100 MW Nennleistung) gemäß der Reglerkennlinie aktiviert und die Frequenz so gestützt (bei sprunghafter Lastzunahme) bzw. eine weitere Frequenzsteigerung (bei Lastabnahme) verhindert. Die Kraftwerke müssen innerhalb von 30 Sekunden die Leistungsabgabe erhöhen bzw. verringern und diese bis zu 15 Minuten halten können.

Vorteilhaft für die Primärregelung ist die teilweise Frequenzabhängigkeit von Lasten. Während diese bei Frequenzerhöhung über die Beziehung  eine höhere Leistung vom Netz abfordern, findet dieser Effekt bei Unterfrequenz mit umgekehrtem Vorzeichen statt.

Wenn die Abweichung kleiner als 10 mHz ist, erfolgt abhängig von der verwendeten Primärregelvorhaltung keine Aktivierung der Primärregelung.

 


 

Sekundärregelung und Minutenreserve

Auch die Sekundärregelung hat die Aufgabe, das Gleichgewicht zwischen physikalischem Stromangebot und -nachfrage nach dem Auftreten einer Differenz wieder herzustellen. Im Gegensatz zur Primärregelung wird hier nur die Situation in der jeweiligen Regelzone inklusive des Stromaustausches mit anderen Regelzonen betrachtet. Dafür werden die geplanten mit den tatsächlichen Leistungsflüssen zu anderen Regelzonen verglichen und ausgeregelt. Es muss sichergestellt sein, dass die Sekundär- und Primärregelung immer in die gleiche Richtung arbeiten, was durch eine Überwachung der Netzfrequenz sichergestellt wird.

Primär- und Sekundärregelung können zeitgleich starten, der sekundäre Regelvorgang sollte entsprechend den Vorgaben der UCTE nach spätestens 15 Minuten erfolgt sein. Die Höhe der sekundär zur Verfügung gestellten Leistung hängt zum einen von der Netzkennzahl und der Frequenzabweichung ab, zum anderen von der Differenz aus den tatsächlichen Austauschleistungen zu Nachbarnetzen und den als Fahrplan deklarierten Austauschleistungen.

 


 

Minutenreserve

Auch bei der Minutenreserve (Tertiärregelung) wird zwischen negativer und positiver Regelenergie unterschieden. Minutenreserve wird telefonisch vom Übertragungsnetzbetreiber beim Lieferanten angefordert. Dafür werden i.d.R. regelfähige Kraftwerke eingesetzt wie z.B. Pumpspeicherkraftwerke oder Steinkohlekraftwerke. Um die Lastschwankungen ausregeln zu können, müssen die Kraftwerke kurzzeitig ihre Leistung mit einem Gradienten von mindestens 2 % ihrer Nennleistung pro Minute verändern können. Bei einer Nennleistung von 800 MW wären dies beispielsweise ±16 MW/min, um die die Leistung angepasst werden kann.

Für die negative Minutenreserve stehen zwei Möglichkeiten zur Verfügung:

Bei Frequenzsteigerungen können zusätzliche Lasten in Form von Pumpspeicherkraftwerken, Nachtspeicherheizungen etc. im Netz aktiviert werden. Außerdem ist es möglich, die erzeugte elektrische Leistung in den Kraftwerken innerhalb kürzester Zeit durch Schließen der Dampfventile und Reduzierung der Brennstoffzufuhr bzw. Speisewasserzufuhr in thermischen Kraftwerken zu verringern. Eine weitere Möglichkeit, negative Regelenergie zur Verfügung zu stellen, ist das kollektive Abschalten von BHKW-Anlagen in Form eines virtuelles Kraftwerks. Besonders geeignet sind BHKW-Anlagen, deren eingespeister Strom nicht nach EEG vergütet wird, denn eine Parallelvermarktung steht derzeit dem EEG entgegen, und deren Wärmelieferung nicht kontinuierlich gewährleistet sein muss. Ideale Anlagen für diesen Zweck sind BHKW-Anlagen auf Klärwerken und Siedlungsabfalldeponien, denn das hier entstehende methanhaltige Gas kann in den vorhandenen Gaszwischenspeichern bis zu einem Tag bevorratet werden. Das Generator-Potential von BHKW auf Kläranlagen im Jahr 2004 beträgt nach einer Studie der Universität Stuttgart bundesweit ca. 180 MW.

 


 

Stromzähler

Der Stromzähler (auch Elektrozähler) ist ein integrierendes Messgerät zur Erfassung gelieferter und genutzter elektrischer Energie, also elektrischer Arbeit. Die physikalische Einheit der Arbeit ist das Joule (mit dem Einheitenzeichen J) bzw. die Wattsekunde (Ws); allerdings wird bei Stromzählern üblicherweise die größere Einheit Kilowattstunde (kWh) verwendet.

Der Begriff Stromzähler wird umgangssprachlich verwendet, ist aber physikalisch falsch, da nicht der elektrische Strom, sondern die elektrische Leistung über die Zeit summiert wird, wodurch Energie gemessen wird. Der korrekte Begriff ist also Energiezähler.

 


 

Allgemeines

Falls Strom und Spannung eine Phasenverschiebung aufweisen, ist bei der Leistung zwischen Wirk- und Blindleistung zu unterscheiden. Nur die Wirkkomponente der Leistung und der Energie wird von den üblichen Messgeräten erfasst.

Die in deutschen Privathaushalten verbreiteten Zähler zur Verbrauchsabrechnung erfassen den Wirkstrom (entweder Wechselstrom oder Drehstrom) sowie die momentan anliegende Wechselspannung. Sie ermitteln daraus durch Multiplikation und anschließende zeitliche Integration die genutzte Wirkenergie in Kilowattstunden (kWh), die aus dem Stromnetz bezogen wurde.

Neben den üblichen Haushaltsstromzählern für 10(60) A sind für gewerbliche Nutzung (auch Baustellen, Festveranstaltungen) noch Stromzähler für 200 A verbreitet. Diese direktmessenden Stromzähler sind für die Nennspannung 230 V (entsprechend 400 V zwischen den Außenleitern) ausgelegt.

Hinter der Nennstromstärke wird in Klammern die Maximal- oder Grenzstromstärke in Ampere angegeben, die der Zähler dauernd aushalten kann, ohne beschädigt zu werden. Bis zu diesem Stromwert müssen auch die Eichfehlergrenzen eingehalten werden. Der Nennstrom ist vornehmlich für die Eichung relevant, auf diesen Wert beziehen sich die Messpunkte, die beim Eichvorgang geprüft werden.

Größere Energieabnahme in der Industrie wird oft über sogenannte Messwandlerzähler gemessen. Diese Zähler multiplizieren die Messdaten von Stromwandlern und Spannungswandlern. Die Sekundärseite dieser Wandler hat im Allgemeinen 5 A Nennstrom bzw. 100 V Nennspannung, für die auch der Zähler ausgelegt ist. Diese Messwandlerzähler sind ebenfalls nach dem Eichgesetz eichpflichtig.

Zähler für größere technische Anlagen können neben der Wirkenergie auch die aktuelle Wirkleistung anzeigen oder auch die Blindenergie in kvarh erfassen. Manche Zähler speichern Lastprofile, insbesondere den Betrag und den Zeitpunkt einer Lastspitze. Andere Zähler haben Impulsausgänge zur Weiterverarbeitung der momentanen Leistungs- oder Energiemessung.

 


 

Abrechnung

Berechnet wird bei Kleinverbrauchern (Haushalten) nur die abgenommene Wirkenergie, also das zeitliche Integral der Wirkleistung.

Das Integral der Blindleistung wird bei Großverbrauchern (Industrie) zusätzlich gemessen und berechnet, weil diese Form der Leistung die Versorgungsnetze zusätzlich belastet. Sie erfordert sowohl stärkere Leitungen als auch Transformatoren und verursacht erhöhte Leitungsverluste. Daher ist auch die Blindenergie ein Abrechnungsmerkmal der Energieversorger.

 


 

Tarifumschaltung

Bei Tarifkunden in Deutschland, zum Beispiel den privaten Haushalten, wird bei Bedarf die Ausführung mit zwei Tarifzählwerken eingesetzt. So kann in Zeiten geringer Nachfrage der Stromverbrauch für den Kunden günstiger abgerechnet werden. Dies wird vereinbart, um in den so genannten Schwachlastphasen, meist nachmittags und in der Nacht, elektrische betriebene Wärmespeicherheizungen zu versorgen. Für die Energieversorger wird durch diese Zu- oder Abschaltung von Verbrauchern zur Wärmeerzeugung ein Ausgleich in der Netzbelastung erreicht.

Es gibt elektromechanische Energiezähler mit zwei und mehr Zählwerken, um zeitbezogen unterschiedliche Tarife abrechnen zu können. Zwischen diesen Zählwerken wird beispielsweise durch eingebaute oder externe Rundsteuerempfänger (die durch zentrale Rundsteueranlagen im Energieversorgungsunternehmen gesteuert werden) umgeschaltet.

Bei Sondervertragskunden (Industrie) waren weitere elektromechanische Zählwerke für die Energiemessung gebräuchlich. Hier wird vollständig auf elektronische Zähler mit einer Aufzeichnung der Momentanwerte des Lastgangs umgestellt. Vielfach sind diese Zähler mit einer Datenleitung, beispielsweise an das Telefonnetz, angeschlossen, um ohne Zeitverzug abrechnen zu können. Auch elektronische Zähler mit Drahtlosübertragung der Daten über Handynetze sind verbreitet.

Die Tarifumschaltung wird entweder durch eine Zeitschaltuhr oder über Rundsteueranlagen gesteuert. Bei der Rundsteueranlage werden die Steuersignale über das Stromnetz geschickt. Die Impulse werden im Niederfrequenzbereich (bis etwa 1 kHz) auf die Netzspannung von 50 Hz aufmoduliert.

 


 

Umstellung auf elektronische Zähler

Nachdem neue elektronische Zähler schon länger für Industrieanwendungen eingesetzt werden, finden sie seit einigen Jahren auch Einzug in die privaten Haushalte. Die Verbreitung dort ist je nach Energieversorger sehr unterschiedlich. Beispielsweise liegt die Verbreitung in Deutschland unter 10 %, während in Schweden bereits über 90 % der Haushalte umgestellt sind.

Elektronische Zähler können mit Tarifumschaltern ausgestattet werden, die eine vereinbarte zeitabhängige Tarifeinstellung berücksichtigen.

Neue elektronische Zähler werden über Datenschnittstellen per Fernauslesung vom Energie- versorgungsunternehmen und der Gebäudeautomation ausgelesen. Mit elektronischen Zählern kann die Tarifierung ohne Eingriff in den Zähler verändert werden. Es werden im Zähler keine elektro-mechanischen Zählwerke mehr benötigt. Bei diesen Zählern ist zu beachten, dass die Anzeige für die Hochpreistarife (HT) und Niedrigpreistarife (NT) eventuell anders angeordnet sind (HT-Anzeige oben und NT-Anzeige unten).

In Deutschland besteht nach der Änderung des Energiewirtschaftgesetzes (EnWG) und der neuen Messstellenzugangsverordnung (beide in Kraft getreten im September 2008) ab 1. Januar 2010 die Pflicht, bei Neubauten und Modernisierungen sogenannte intelligente Zähler zu verwenden (vgl. [EnWG]).

Ebenfalls in Deutschland werden intelligente Zähler zunehmend im Rahmen von staatlich geförderten Pilotprojekten zur Einführung der Smart-Metering-Technologie eingesetzt. Seit Anfang 2006 finden auch staatlich geförderte Feldversuche mit ständigen Verbindungen über Internet (DSL) statt. Beginnend Ende 2008 bieten alle Energieversorger Zählgeräte mit Datennetzanschluss an.

In verschiedenen Ländern (z. B. in den USA) gibt es als Ergänzung des elektronischen Zählers eine integrierte Abschaltoption (remote disconnect). Damit kann der Energieversorger per Fernsteuerung den Verbraucher vom Stromnetz trennen, z. B. wenn dieser seine Rechnung nicht bezahlt hat. Dazu wird ein Relais in den Zähler eingebaut.

 


 

Lastabwurf

Wird ein vereinbartes Tarifmerkmal überschritten, kann durch eine eingestellte Begrenzung des Leistungswertes oder der Energiemenge eine Last abgeworfen werden. Alternativ wird bei solchen Lastüberschreitungen für deren Dauer ein anderer Tarif zugrunde gelegt. Solche Tarife können mit einfachen Zählern nicht mehr erfasst werden.

 


 

Arten von Stromzählern

Ferraris-Zähler

Drehstromzähler nach dem Ferraris-Prinzip für Haushalte

Weit verbreitet sind die Ferraris-Zähler nach dem Induktionsprinzip, benannt nach dem Italiener Galileo Ferraris. Hierbei wird durch den Ein- oder Mehrphasenwechselstrom sowie die Netzspannung in einem Ferrarisläufer (Aluminiumscheibe, auch Ferrarisscheibe) ein magnetisches Drehfeld induziert, welches in ihr durch Wirbelströme ein Drehmoment erzeugt. Dieses ist in jedem Augenblick proportional zum Produkt aus Strom und Spannung und somit im zeitlichen Mittel zur Wirkleistung. Die Scheibe läuft in einer aus einem Dauermagnet bestehenden Wirbelstrombremse, die ein zur Geschwindigkeit proportionales Bremsmoment erzeugt. Die Scheibe, deren Kante als Ausschnitt durch ein Fenster von außen sichtbar ist, hat dadurch eine Drehgeschwindigkeit, welche zur elektrischen Wirkleistung proportional ist. Die Zählung der Umdrehungen ist dann zur tatsächlich bezogenen elektrischen Energie proportional.

Ferraris-Zähler summieren in ihrem üblichen Aufbau auch bei Oberschwingungs- oder Blind­stromanteilen nur die Wirkleistung. Es gibt ähnlich aufgebaute Blindverbrauchszähler, welche die induktive bzw. kapazitive Blindleistung summieren. Ihre innere Schaltung entspricht der Schaltung bei Blindleistungsmessung.

Mit der Aluminiumscheibe ist ein Rollenzählwerk verbunden, so dass der Energiedurchsatz als Zahlenwert in Kilowattstunden (kWh) abgelesen werden kann. Mithilfe der am Zähler an­ge­brach­ten Angabe Umdrehungen pro Kilo­watt­stunde kann man visuell auch die aktuelle Leistung ermitteln, indem man über einen bestimmten Zeitraum die Umdrehungen beobachtet und zählt.

Die Ablesung dieser Zähler, welche rein mechanisch arbeiten, kann nur durch einen Außendienstbesuch des Elektrizitäts­netz­betreiber, oder durch die Zusendung einer Ablesekarte welche vom Kunden durch Eigenablesung durchgeführt wird, erfolgen. In der Praxis findet diese Ablesung einmal jährlich statt. Der Kunde gibt somit bei seiner Anmeldung seinen geschätzten Strombedarf an, dieser wird vom Energielieferanten logisch geprüft. Dieser Wert wird sodann auf einen monatlichen Verbrauch gerechnet und mit dem vereinbarten Tarif multipliziert und dem Kunden unabhängig von seinem tatsächlichen Verbrauch per monatliche Abschlag in Rechnung gestellt. Erst nach der ersten erfolgten Abrechnung – also ein Jahr später, kann vom Versorger die gelieferte Strommenge festgestellt werden. Schon aus diesem Grund ist es nahezu unmöglich 100% Ökostrom zum Kunden zu liefern, da der genau Verbrauch auch erst nach der erfolgten Jahresabrechnung stattfinden kann.

Beispiel:

  • Anmeldung zum Energieversorger findet am 01.01.2010 statt
  • Erstablesung des Energieverbrauches findet theoretisch am 02.01.2011 statt.

Da es dem Energieversorger unbekannt ist, welche Strommenge de facto verbraucht wird, kann nur mengenmäßiger Ausgleich stattfinden und dies erst nach Jahreswechsel.

Eine 100% Ökostromversorgung kann somit nicht dargestellt werden.

Doppel- und Mehrtarifstromzähler

Zweitarifzähler mit integriertem Rundsteuerempfänger

Diese Zähler können den Verbrauch in zwei oder mehr Tarifen unterteilt zählen, siehe Abschnitt Tarifumschaltung und die nebenstehende Abbildung eines Zweitarifzählers mit integriertem Rund­steuer­empfänger.

So diese ebenso als Ferraris – Zähler ausgeführt sind, gelten auch hier die Ausführungen  zum Ferraris – Zähler.
Eine 100% Ökostromversorgung kann somit nicht dargestellt werden.

Elektronische Energiezähler

Die seit einigen Jahren neu entwickelten elektronischen Energiezähler enthalten keine mechanisch bewegten Elemente. Der Stromfluss wird wahlweise mittels Stromwandlern, Strommesssystemen mit Rogowskispulen, Nebenschlusswiderständen oder Hall-Sensoren erfasst. Die Weiterverarbeitung der Messwerte erfolgt mit einer elektronischen Schaltung. Das Ergebnis wird einer alphanumerischen Anzeige (meist Flüssig­kristal­lanzeige, LCD) zugeführt.

Gleiches wie für Ferraris Zähler, gilt auch für elektronische Zähler ohne Fernauslesemöglichkeit
Eine 100% Ökostromversorgung kann somit nicht dargestellt werden.

Elektronischer Energiezähler mit Fernauslesung

Fernablesbarer Haushalts-Stromzähler

In Italien stellt Enel seit dem Jahr 2000 alle 30 Millionen Zähler, auch im Haushaltsbereich, auf fernsteuerbare Geräte um. Diese sind mittels PLC (Powerline Communication) auslesbar. Dem Kunden stehen auf dem Display umfangreiche Informationen zur Verfügung, auf Wunsch kommen bis zu drei verschiedene Tarife (Neben-, Haupt- und Spitzenzeit) zur Anwendung. Säumigen Kunden wird der Strom nicht ganz abgestellt, sondern per Fernsteuerung die verfügbare Leistung auf wenige hundert Watt gedrosselt.

Als Datenschnittstellen sind Infrarot, S0-Schnittstelle, M-Bus, Potentialfreier Kontakt, KNX (zuvor EIB), 20-mA-Stromschnittstelle (verbunden mit GSM-, PSTN-Modems) oder Power Line Carrier (PLC) gebräuchlich. Die Impulsausgänge (S0) liefern in der Regel eine Impulswertigkeit von 2000 bis 5000 Impulsen pro kWh. Dieser Wert muss dann, abhängig vom Zähler, mit einem festen Faktor von zum Beispiel 30 oder 50 multipliziert werden, um den kumulierten Messwert zu bekommen.

Wird dieser Zähler jede ¼ Stunde ausgelesen, kann eine zeitgleiche Lieferung von Ökostrom sichergestellt werden. Die zeitgleiche Lieferung ist nur mit einer fernauslesbaren Messmethodik durchführbar. Ein Kunde der 100% Ökostrom zeitgleich beziehen möchte muss daher solche modernen Zähler installiert haben. Zuständig dafür sind die Elektrizitätsnetzbetreiber nicht die Energieversorger. Die strikte Trennung von NB und EVU ist gesetzlich reguliert.

Nachrüstbare Zählerausleser

Für Zähler konventioneller Bauart mit mechanischer Verbrauchsanzeige besteht die Möglichkeit, diese mit einem Auslesegerät zu versehen. Diese Geräte erfassen den Zählerstand der mechanischen Verbrauchsanzeige mit Hilfe einer optischen Einrichtung. Mittels Texterkennung (OCR) wird das erfasste Bild in eine elektronische Information verwandelt. Diese Information kann dann wie bei den elektronischen Energiezählern über diverse Datenschnittstellen weiter übermittelt werden. Damit ist ein automatisches Ablesen des Zählers möglich (englisch: AMR, Automated Meter Reading) und das manuelle Auslesen kann entfallen.

Kassier-, Münz-, Prepaymentzähler

Kassierstromzähler (engl. prepaid für ‚vorausbezahlt‘)

In einigen Ländern gibt es auch Kassierzähler (Münzzähler), welche durch den Einwurf von Geld, Jetons oder neuerdings durch Chipkarten, Chipschlüssel oder Eingabe einer PIN den Abruf einer definierten Menge elektrischer Energie ermöglichen .

In Deutschland werden solche Zähler in Waschküchen von Mietshäusern und vereinzelt auch von Energieversorgungsunternehmen bei Kunden mit schlechter Zahlungsmoral eingesetzt. Sie verhindern auch den Aufbau von Geldschulden. Prepaymentzähler mit Chipkarten sind z.B. in Südafrika weit verbreitet.

Lastgangzähler

Bei Großkunden wird der Stromverbrauch nicht nur anhand der genutzten Energie (in kWh) und Blindarbeit (in kvarh), sondern zusätzlich oder nur nach der genutzten Energie jeder Registrierperiode verrechnet. Hierfür werden Lastgangzähler installiert, die nach jeder Registrierperiode einen Messwert speichert.

In einem Lastgangzähler können mehrere Lastgänge gleichzeitig erfasst und gespeichert werden. Typischerweise werden diese Zähler per Fernablesung ausgelesen.

Die Registrierperiode ist in Deutschland auf 15 Minuten festgelegt. Der gespeicherte Messwert kann die

  • durchschnittlich genutzte Leistung in kW bzw. kvar
  • Zählwerksstand in kWh bzw. kvarh
  • Energieverbrauch in kWh bzw. kvarh

der letzten Registrierperiode sein. Für kleinere Kunden wird der Lastgang anhand eines Standardlastprofils (z. B. H0 für Haushaltskunden) nachgebildet.

Lastgangzähler sind fernauslesbar und somit für einen zeitgleiche Ökostrombelieferung geeignet.

 


 

Normen

Die in Europa gültigen Normen für elektronische Energiezähler sind: IEC 62053-21 bis -23. Für die Datenschnittstellen werden IEC 62056-21 sowie IEC 62056-42 -46 -53 (DLMS) und IEC 870 genutzt.

Verkehrsfehlergrenzen

Die relativen Fehlergrenzen als Maß für die Genauigkeit der Zähler liegt im Haushaltsbereich bei 2 %. Bei hoher zu zählender elektrischer Arbeit sind auch Zähler der Genauigkeitsklassen 1, 0,5 und 0,2 (meist in Verbindung mit Messwandlern) im Einsatz. Höchste Anforderungen bestehen zum Beispiel an der Übergabestelle vom Kraftwerk ins Netz oder zwischen Übertragungsnetzen. Die Genauigkeitsklasse ist auf den Zählern hin und wieder angegeben. Diese Angabe kann so aussehen: etwa ein Kreis, in dem sich eine Zahl befindet oder Kl. 2 oder (1), wobei die Zahl immer die relative Verkehrsfehlergrenze in Prozent angibt. Aus speziellen Legierungen aufgebaute Ringbandkerne ermöglichen seit kurzem hochpräzise elektronische Energiezähler in gleichstromtoleranter Ausführung.

 


 

Gesetzliche Eichung

Jeder Energiezähler, der für die Abrechnung des Energieverbrauch genutzt wird, trägt in Deutschland bisher eine Eichmarke nach dem Eichgesetz.

Stromzähler, die im geschäftlichen Verkehr eingesetzt werden, unterliegen in Deutschland der Eichpflicht. Nach Ablauf der Eichgültigkeitsdauer (8 Jahre bei elektronischen Zählern, 12 Jahre für mechanische Messwandlerzähler mit Induktionswerk [mit Läuferscheibe] oder 16 Jahre für mechanische Zähler mit Induktionswerk) muss das Messgerät ausgetauscht oder die Eichgültigkeit verlängert werden. Ausnahmen sind möglich. Ein übliches Verfahren zur Verlängerung der Eichgültigkeit ist die Stichprobenprüfung.

Die Eichung wird bei (staatlich anerkannten) Prüfstellen durchgeführt. Viele Netzbetreiber und Hersteller unterhalten eigene Prüfstellen. Es gibt jedoch auch Firmen, die sich auf die Eichung spezialisiert haben. Als Staatsbehörde für die Eichung zuständig ist in Deutschland die PTB in Braunschweig.

 


 

Technische Qualität

Die Europäische Messgeräterichtlinie (MID) regelt seit 30. Oktober 2006 das Inverkehrbringen verschiedener neuer für den Endnutzer bestimmter Messgeräte in Europa – unter anderen eben auch der Wirk-Stromzähler. Sie regelt nicht die Eichpflicht und die Anforderungen nach dem Inverkehrbringen bzw. der Inbetriebnahme. Dies bleibt nationalem Recht vorbehalten. Allerdings müssen sich die Mitgliedstaaten vor der Kommission und den anderen Mitgliedstaaten rechtfertigen, wenn sie dies nicht regeln. MID-konforme Messgeräte müssen vor der ersten Inbetriebnahme nicht mehr geeicht werden.

Die MID-Anforderungen ersetzen derzeit viele gültige nationale Anforderungen für geeichte Zähler (zum Beispiel in Deutschland, Österreich, Schweiz und skandinavischen Ländern). Sie sind überwiegend identisch mit der PTB-Zulassung in Deutschland, teilweise etwas härter. Für ältere Zulassungen (etwa PTB) gilt eine Übergangsfrist bis 30. Oktober 2016. Alle am 30. Oktober 2006 auf dem Markt befindlichen Zähler mit PTB-Zulassung können also bis 30. Oktober 2016 weiterhin in Verkehr gebracht werden. Nur neu eingeführte Messgeräte müssen der MID entsprechen. Die entsprechende Prüfung wird in Deutschland übrigens ausschließlich von der PTB durchgeführt, kann jedoch in jedem Mitgliedstaat beantragt werden und muss dann in jedem Mitgliedstaat anerkannt werden.

Bei Stromzählern gilt die MID formal nur für Wirkstromzähler. Hieraus ergibt sich eine Problematik für Zähler, die sowohl Wirk- als auch Blindleistung messen: Für den Geräteteil der Wirkmessung ist eine MID-Konformitätserklärung erforderlich. Eine Ersteichung darf nicht mehr vorgeschrieben werden, der Teil für die Blindmessung muss herkömmlich nach dem jeweiligen Eichrecht zugelassen bzw. geeicht werden.

 

 


 

FAZIT

Um eine 100% Ökostromversorgung für Endkunden sicherzustellen, kann die Versorgung ausschließlich durch Inselnetze erfolgen, welche die Versorgung durch Ökostromkraftwerke durchführt.

Ist eine Insellösung jedoch technisch durchführbar?

Ein Areal-, Objekt- und Hausnetz, kann grundsätzlich 100% Ökostrom gewährleisten, wenn auch die Regelleistung mit Ökostrom sichergestellt werden kann. Dies wird durch genau berechnete und ausgelegte Beschaffungs- und Produktionsmixturen von Wind, Solar, Biogas in BHKW, Pellets, Geothermie oder Wasser erzielt.

Eine andersartige Versorgung von Kunden mit 100% Ökostrom ist nicht möglich.

Jegliche andere Versorgung durch die öffentlichen Netze ist nicht dazu geeignet eine 100% Ökostromversorgung darzustellen, denn einige Fakten sprechen klar dagegen:

Mengengleiche Ökostromlieferung

Stellt zwar sicher, dass die Menge an verbrauchter Energie als erneuerbare Energie ins Netz eingespeist wird sichert jedoch in keinem Fall die Ökostromversorgung. Der jährliche Ausgleich und die 10% Regelleistungsbereitstellung schließen dies aus. Je weiter ein Kraftwerk vom Verbraucher entfernt ist umso größer sind auch die entsprechenden Leitungsverluste welche ebenso als Graustrom vom Netzbetreiber zur Verfügung gestellt wird.

Zum Beispiel kann ein norwegisches Wasserkraftwerk welches deutsche Endkunden versorgt, dies nur mit einer max. 85%-igen Reinheit erledigen. Die restlichen 15% sind nicht als Ökostrom sicherzustellen.

Zeitgleiche Ökostromlieferung

Ist klar der mengengleichen Ökostromlieferung vorzuziehen, da die am Zeitpunkt x verbrauchte Menge in gleicher Menge zum Zeitpunkt x eingespeist werden kann. Durch energiewirtschaftliche Zuteilungen, auch Fahrplanmangement genannt wird diese Ökostromlieferung punktgenau sichergestellt. Dies setzt jedoch voraus, dass die Kundenzähler fernauslesbar ausgeführt sind und ¼ stündlich ausgelesen werden. Ungelöst bleibt jedoch die 10% Regelleistungsbereitstellung.

Dies bedeutet an Hand des oben genannten Beispieles, dass auch hier von einer max. 85%-igen Reinheit ausgegangen werden kann, nie jedoch von einer 100%igen Ökostromversorgung beim Kunden.

Alle an das allgemeine Netz gekoppelten Anlagen können ob der Regelleistung zu keinem Zeitpunkt mit 100% Ökostrom versorgt werden. Die Darstellung des Aufbaues der Netze macht dies klar ersichtlich. Auch die Internationalisierung der Übertragungsnetze mit allen angrenzenden Ländern, macht dies unmöglich. Die Darstellung über Im- und Export von Strom machen dies deutlich. 

Eine 100% Ökostromversorgung kann nur gemeinschaftlich mit Netzbetreiber und Energieversorger und zeitgleicher Ökostromlieferung sichergestellt werden. Wenn dieser Netzbetreiber jedoch kein Inselnetzbetreiber ist, ist die 100% Ökostromversorgung NICHT möglich.

 


 

Bei Care-Energy erhalten Sie ausschließlich 100% Ökoenergie

Die gesamte Unternehmensgruppe tritt unter der gemeinsamen - geschützten und registrierten - Marke Care-Energy auf und verrichtet eine Vielzahl von Tätigkeit dafür, dass Sie 100% Ökoenergie zu sozialverträglichen Preisen erhalten können. 

Strom ist bei Care-Energy regenerativ und entsteht aus Wasser-, Wind- & Photovoltaikkraftwerken

Strom ist dabei ein ökologisches Produkt, jedoch macht jede Energieverschwendung dieses ökologische Produkt unökologisch und erhöht Ihre Kosten. 

Weshalb ist die Care-Energy Management GmbH der richtige Energiedienstleister für Sie?

Energieprodukte sind beratungsintensiv und sollten immer auch im Zusammenhang mit den Themen Energie-Einsparungen bzw. Energie-Effizienz betrachtet werden, um das gemeinsame Ziel der weiteren Reduktion von CO2-Emissionen zu erreichen. Care-Energy verfolgt konsequent den Ansatz einer umfassenden Beratung mit ergänzendem Dienstleistungs- und Produktangebot, in dessen Fokus die intensive Betreuung von Endkunden in sämtlichen Fragestellungen rund um das Thema Energie steht.

Sollten Sie mit Ihrer elektrischen Anlage, Heizung, Warmwasser oder Kochstelle Probleme haben, steht Ihnen unser technischer Kundendienst rund um die Uhr zur Verfügung.

Produkt plus Technik = Energiedienstleistung und dazu stehen wir.

Weshalb ist die Care-Energy AG der richtige Energieversorger für Sie?

Auf Wechselboni wird zu Gunsten von langfristig attraktiven und stabilen Preisen verzichtet, ebenso auf eine Preisgarantie unter dem Hinblick der Weitergabemöglichkeit von Preissenkungen. Die jederzeitig kurzfristige Kündbarkeit des Versorgungsvertrags (mit 6 Wochen zum Monatsende) bietet maximale Flexibilität und fordert von uns stets bestmögliche Preise an Sie weiterzugeben. Auf Pakettarife wird bewusst verzichtet, um zum Energiesparen anzuregen, ebenso gibt es keine Vorkassenmodelle. Es handelt sich um ein reines Öko-Stromprodukt.

Weshalb ist Care-Energy anders?

Unter der Marke Care-Energy sind Energieversorger und Energiedienstleister ein Team. Es wird sich um Produkt und Technik gleichermaßen gekümmert, damit Sie das kostengünstigste, effizienteste und umweltschonendste Ergebnis erzielen. 

Deshalb arbeiten 2 Spezialisten für Sie:

1.) Versorgung: Care-Energy AG
Die Care-Energy Aktiengesellschaft ist ein zugelassener Energieversorger für Strom und Gas und sorgt dafür, dass Sie stets top versorgt sind. AGB Strom // AGB Gas

2.) Dienstleistung: Care-Energy Management GmbH
Damit Sie auch das Optimum aus Ihrer Energie herausholen, steht Ihnen das Team der Care-Energy Management GmbH als Ihr Energiedienstleister zur Verfügung. Energiekostenoptimierung, Energieeffizienzberatung und Energiecontrolling sind dabei die Instrumente, auf denen wir für Sie spielen. AGB Energiedienstleistung

Care-Energy AG sorgt dafür, dass Strom und Gas pünktlich und zum vereinbarten Preis zur Verfügung stehen und liefert die Menge, welche nach den Energieeffizienzmaßnahmen von der Care-Energy Management GmbH noch übrig bleiben - und das wird nicht mehr so viel sein, denn die Care-Energy Management GmbH versucht mit allen Mitteln des Energiecontrollings, Energiemanagements sowie durch Energieeffizienzmaßnahmen und ggf. vor Ort Produktionen (z.B. Photovoltaik) den Bezug aus dem öffentlichen Netz so gering wie möglich zu halten. Nur so reduzieren wir langfristig Kosten, mindern die Netzlast, machen Sie unabhängiger und sorgen dafür, dass die Energiewende möglich ist.

Produkt plus Technik = Care-Energy und dazu stehen wir!