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Wir haben so gelacht ... Musste anschauen!
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Dr.
Alt F
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achen,
Manuskrip
te 2
014
1
Prof. Dr.-Ing. Helmut Alt
FH Aachen, University
of Applied Sciences
Tel. (0241) 520108
Energiegipfel am 3.7.07
und 3.4.2006, Berlin,
am 2.5.2012 ohnePresse
Ohne EVU Beteiligung:
Donnerstag den 21.3.2013
Quelle: Das Parlament
Nr. 20 Mai 2011
Bundestagsdebatte Ausbau der „Stromnetze“ am 12.5.2011, Amprion: Bis 2017 400 km N-S-HGÜ, 10 Mrd. € bis 2025
Energiewende: Technisch geht fast alles, es
muss jedoch sicher, bezahlbar
und umweltverträglich sein!
Merkel und Altmaier bei
Amprion am 29.5.2012
Windkraft im Schwarzwald
Gewinn oder Verlust? Nutzen oder Schaden? Bürgerinitiative zu Schutz des Hochschwarzwaldes
Kultur und Bürgerhaus Denzlingen am 13.06.2014, 17 Uhr
Ab 16.5.2012 mit neuem Umweltminister
Altmaier
Begleitmusik zum Energiegipfel am
Donnerstag den 21.3.2013:
Black out in Italien am 28.9.2003 um 3.29 Uhr
49,8
49,9
50
50,1
50,2
50,3
0:0
0
0:2
2
0:4
4
1:0
6
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8
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0
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2
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6
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8
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0
5:5
2
Zeit
Fre
qu
en
z
Hz
Niederaußem:
Netz und Kraftwerk
Quelle: BWE
Frequenz beim Blackout
in Italien am 28.9.2003
um 3.29 Uhr
Stromerzeugungskosten
Wind Offshore
Stromerzeugungskosten
Wind Onshore
Stromerzeugungskosten
bisheriger Strommix
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013
Energiewende - die Gesetze - dazu Strompreisbremse
Mit folgenden sechs neuen Gesetzen glaubte die Bundesregierung,
- auf Basis weitgehender Verstaatlichung - die Energiewende zu ermöglichen:
• Dreizehntes Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes
• Gesetz zur Neuregelung des Rechtsrahmens für die Förderung der
Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (EEG)
Demnach soll der Anteil der erneuerbaren Energien am Strom-
verbrauch spätestens 2020 mindestens 35 Prozent betragen.
2030 sollen es 50 %, 2040 65 % und 2050 80 % sein.
Die im EEG festgelegten Vergütungen sollen
kostendeckend sein!
• Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher
Vorschriften (EnWGÄndG)
• Gesetz über Maßnahmen zur Beschleunigung
des Netzausbaus Elektrizitätsnetze (NABEG)
• Gesetz zur Änderung des Gesetzes zur Errichtung
eines Sondervermögens "Energie- und Klimafonds"
• Gesetz zur Stärkung der klimagerechten Ent-
wicklung in den Städten und Gemeinden
2
Grüne Errungenschaften
auf den Strompreis: Stromsteuer 2,050 ct/kWh
EEG-Abgabe 6,240 ct/kWh
KWK Umlage 0,126 ct/kWh
§19 Strom NEV
Umlage 0,329 ct/kWh
Offshore
Haftungsumlage 0,250 ct/kWh
Summe 8,995 ct/kWh
19 % Mehr-
wertsteuer 1,709 ct/kWh
Rechnungsbetrag 10,704 ct/kWh
Bei 4000 kWh Jahresbedarf:
428 € pro Jahr!
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014
3
Wird Deutschland soviel besser
als die übrige Welt ?
Oder nur Ausdruck „Grüner“ Selbstüberschätzung
Quelle: http://www.siemens.com/energy/bild/E201210007d
Energiewende - D versus übrige Welt
Deutschland
2050 2030 2011 (Maßstab 600 TWh vergrößert)
80 %
20 %
600 TWh
50 %
25 %
23 %
2 %
19 %
14 %
44 %
5 %
18 %
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014
4
Quelle: VIK Mitteilungen1/13 RA Dr. Schmitz, Erich: Bedeutung der thermischen Kraftwerke für die Energiewende
Energiewende - Deutschland versus übrige Welt Jahresbedarf: 600 TWh
Maximalleistung: 83 GW
2012 2020 2030 2050 2012 2020 2030 2050
DENA Annahme für
gesicherte Leistung:
Wind 5 %,
Photovoltaik 1 %,
bei 99 % Erwartungswert,
bisher: 99,9999 %!
Dargebot an Wind-
und Sonnenarmen
Tagen bis nahe Null %
am 13.3. Windleistung
0,035 GW = 0,1 %!
70 % !
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014
5
Quelle: AZ 9.4.2014
Energiewende - Kosten
EEG Anteile gesamt 23,6 Mrd. €
Kosten in Mrd. € in %
4,5 19,2
1,3 5,5
11,4 48,3
5,8 24,7
0,6 2,2
23,6 100,0
Quelle: BDEW 24.2.2014
EEG Belastung für
alle Haushalte rd.
600 € einschl. indirekte Anteile
in den Produkten!
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1. Das 9 Punkte -
Energiekonzept der
Bundesregierung
Der Rettungsanker: „Masterplan“
Ein regelmäßiges konsequentes Monitoring ist beabsichtigt und soll
dazu dienen, Fehlentwicklungen frühzeitig zu erkennen und zu korrigieren.
Nach Fukushima:
Moratorium der 8 KKW,
Ausstieg bis 2022
9 KKW weiter in Betrieb
mit Brutto - Gesamt-
leistung:
P =12.696 MW
„Die Energiewende ist eine
passive Großbaustelle“ Quelle: Die Welt
Gerd Held 16.1.2012
Die Solar-Anfangsvergütung im EEG muss nun
bereits „monatlich“ nachgesteuert werden!
Brokdorf 1.410 MW
Gundremmingen B, C
1.284 MW + 1.288MW
Neckarwestheim II 1.310 MW
Isar II 1.410 MW
Wieder in Betrieb sind außerdem die Kernkraftwerke Emsland: 1.329 MW, Grafenrheinfeld: 1.275 MW, Grohnde: 1.360 MW, und Philipsburg II: 1.402 MW
jeweils Nettoleistung. Insgesamt sind noch 12.068
MW verfügbar, vorher waren es 20.477 MW.
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7 7
internationale Top Ten Liste,
Zwischenlagerung Die Zwischenlagerung der nach bis zu 70.000 MWd/t abgebrannten Brenn-
elemente erfolgt in Castor Behälter vom Typ V/19 auf dem Kraftwerksgelände.
Beispiel 1.360 MW KKW Grohnde mit 10,5 TWh/a (1997: 12,53 TWh): Von
den 193 Brennelementen werden bei der jährlichen Revison 48 ersetzt und
mittels Castorbehälter ins Zwischenlager gebracht.
Die mittlere Wärmeleistung in den
Behältern beträgt 37,5 kW, die
Ortsdosisleistung H < 0,5 mSv/h
Behälter vom Typ CASTOR V/19
können mit maximal 19 Brenn-
elementen beladen werden.
L = 93 m, B = 27, H = 23 m
2008: Neuer Weltmeister nach Grohnde:
KKW Chooz B1 Frankreich mit 12,84 TWh
Rangfolge 2009:
Palo Verde 1, USA, mit 12,24 TWh
D, D, USA, Litauen 11,6 TWh, D, D, D, USA, D
Standort-Zwischenlager:
2009: USA D D X D
2010: X D D X X
2011: D (Isar II) X X D
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US-Atomaufsicht zu Besuch im KKW Gundremmingen,
Experten informierten sich über Sicherheitstechnik.
Experten der US-amerikanischen Atomaufsichtsbehörde
United States Nuclear Regulatory Commission (NRC) haben das
Kernkraftwerk Gundremmingen besucht.
Im Mittelpunkt des Interesses stand dabei das System zur gefilterten Druckentlastung.
Diese Einrichtung erhöht laut Pressemitteilung des KKW die großen Sicherheitsreserven des Kraftwerks weiter
und diene zur Minimierung von Auswirkungen auf die Umgebung bei Szenarien, deren Eintreten bereits durch
die vorhandene Anlagenauslegung auszuschließen ist.
In den USA wird aktuell erwogen, dort betriebene Kernkraftwerke mit Anlagen zur gefilterten Druckent-lastung
nachzurüsten. Deshalb lag ein besonderes Augenmerk der amerikanischen Delegation auf dem Austausch mit
den Fachleuten in Gundremmingen. Quelle: Augsburger Allgemeine vom 24.5.2014
Siemens - Nordsee-Plattform Helwin 1,
eine von vier Konverteranlagen und Umspann-
Werke für offshore Anlagen in der Nordsee. .“
Ein Kranschiff zur Installation einer Plattform auf
hoher See koste eine Million Euro am Tag und 20
Tage schlechtes Wetter seien für die Nordsee nichts
Ungewöhnliches. „Die Millionen-Euro-Scheine
drehen sich dann wie durch die Tankuhr“, beschreibt
der Manager eines der Risiken, das Siemens aber
mittlerweile abgegeben hat.
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Erdbebenkatastrophe in Japan versus Ersatzstrombeschaffung bei uns
Was sind die Folgen für
die Menschen in Deutschland?
Das zu deckende Defizit beträgt
rd. 7.000 MW Leistung mit rd.
150 GWh Tagesarbeit.
Wie aus dem nebenstehenden
Diagramm ersichtlich ist, wird ein
großer Teil der täglichen
Defizitarbeit durch Importe d.h.
größtenteils aus dortigen
Kernkraftwerken abgedeckt.
So Mi So MiDoFr So Mi
Quelle : FTD vom 5.4.2011
Die Betreiber dieser Kraftwerke orientieren sich für den Abgabepreis an das jeweilige Strombörsenpreisniveau,
welches rd. 50 €/MWh über den Kosten der Stromerzeugung in den stillgelegten deutschen Kernkraftwerken liegt.
Die dann noch fehlenden Strommengen werden durch teurere inländischen Kohle und Gaskraftwerke abgedeckt,
was eine höhere CO2 -Emission bedingt.
Die Mehrkosten für die Strombeschaffung liegen ab dem Tag der Abschaltung am 17.3.2011bei
mindestens 7 Mio. € pro Tag.
Solange unser Wohlstand in Deutschland nicht aufgebraucht ist, können wir das durchstehen.
Wie lange es tragbar ist, aus rein emotionalen Gründen pro Tag 7 Mio. € einfach nutzlos - ohne Zuwachs an
Wertschöpfung - zusätzlich auszugeben, wird die Zukunft erweisen.
Mehrkosten: über 7 Mio. € pro Tag
Die Lichter
gehen
nicht aus!
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10 10
Warum der weitere Zubau fluktuierender
Stromerzeugungsanlagen über die bisher
erreichten 34 GW Photovoltaikanlagen und
32 GW Windenergieanlagen unvernünftig ist: Beim Deutschland-Dinner des Handelsblatts am 22.4.2013 diskutierte
Bundeskanzlerin Angela Merkel vor über 600 Leserinnen und Lesern über die
Risiken der Euro-Rettung, die Kosten der Energiewende – und Barmherzigkeit als
Tugend der Politik.
Sie sagte:
Sie meinte kW, sagte leider kWh:
65 Mio. kW oder 65 GW ist richtig!
Das stimmt, im Mittel, max. 82 GW
Wind:
ja, 32 GW Nun fehlt der Mut
Sonne: zu tun, was Sie
ja, 34 GW sagte!
Quelle: ZfK, Mai 2013
Leistungsganglinie aller Wind- und Solar-
anlagen im Januar 2013.
Die weiße Fläche bis zu 65 GW (82 GW)
muss durch kon- ventionelle Kraftwerke
abgedeckt werden!
Gemäß dem Koalitionsvertrag will man - leicht gebremst - weitermachen wie bisher:
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014
11
Unser Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel sagte am 17.4.2014
in Kassel in einem Vortrag bei dem Hersteller von Solar-
komponenten SMA zur Energiewende wörtlich folgendes:
"Die Wahrheit ist, dass die Energiewende kurz vor dem Scheitern steht."
"Die Wahrheit ist, dass wir auf allen Feldern die Komplexität der
Energiewende unterschätzt haben."
"Für die meisten anderen Länder in Europa sind wir sowieso Bekloppte."
Visionen von energie-autarken Regionen in einer komplexen Industriewelt erteilte Gabriel eine
Absage. Auch ein leistungsfähiges Netz sei nötig. Das Stromnetz werde durch die Einspeisung jedoch
immer anfälliger, statt früher 10 Mal im Jahr müsse heute 1000 Mal eingegriffen werden, um die
Stabilität zu gewährleisten.
Er hat leider Recht, aber die Stromverbraucher müssen die EEG-Fehlentwicklungen
noch lange bezahlen. Es bedarf noch viel Aufklärungsarbeit, um bei dem aus
vielerlei Gründen fehlgeleiteten allgemeinen Zeitgeist wieder Akzeptanz für eine
realistische Energiepolitik zu finden.
Die Medien beschäftigen sich mit dem Nonsensproblem, ob stromintensive Industrien nun mehr oder
weniger von der Umlage befreit werden oder als Folge die Produktion ins Ausland verlagern bzw. im
Fall der Bahnen die Mehrkosten direkt an die Fahrgäste weiterreichen. Im ersten Fall bedeutet
das Arbeitsplatzverlust für viel und im zweiten Fall, ist es ein Nullsummenspiel für alle Bürger. Quelle: http://www.hna.de/lokales/kreis-kassel/sigmar-gabriel-warnt-scheitern-energiewende-3491255.html
Wirtschaftsminister Gabriel bei SMA in Kassel
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013
Optionen der elektrischen Energieerzeugung
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Praktizierte Umwandlungsarten der verfügbaren Primärenergie in elektrische Energie
und deren wesentliche Nebenwirkungen und Erfordernisse (Energiemix):
Wasserkraftwerke versus Umgestaltung der Landschaftstopologie, Staumauer
Steinkohlekraftwerke versus gefährlicher Tiefen-Bergbau, Abraumhalden, CO2
Braunkohlekraftwerke versus großflächige Tagbaue und Notwendigkeit der
Rekultivierung, CO2
Kernkraftwerke versus anlageübergreifendes Gefährdungspotenzial und
Notwendigkeit der Endlagerung radioaktiver Reststoffe
Biomassekraftwerke versus Notwendigkeit großflächiger Anbau schnell
wachsender Hölzer und kostenintensive Bewirtschaftung, „Tank oder Teller“-Problem
Windenergieanlagen versus nur dargebotsabhängig (d.h. 1.500 bis 4.000 h)
verfügbar, Standortknappheit onshore, teure und schwierig zu wartende offshore-
Anlagen (2013: 32.693 MW, 53,4 Mrd. kWh, 1.633 h, davon 950 MW Offshore, 520 MW am Netz)
Sonnenanlagen Photovoltaik oder solarthermisch, versus nur dargebotsab-
hängig (d.h. nur 800 h bis 2000 h) verfügbar, sehr teure Anlagen (2013: 34.645 MW,
29,64 TWh, 856 h) letztere mit großer Ferne von Erzeugungs- und Ver-
brauchssort, daher zusätzlicher HVDC Leitungsbau erforderlich (DESERTEC).
Ende 2022 beschlossen! Back up: Gaskraftwerke mit 100 %,CO2, Import aus Russland!
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014
Mix aller realisierten Arten
der elektrischen Energieerzeugung
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übrige
Hausmüll Sonne
Biomasse
Steinkohle
Wasserkraft
Kernenergie
Erdgas
Braunkohle
Wind
Öl
Verlagerung
der Kern-
energie-
Stromerzeu-
gung zur
Kohle!
2013: Pmax = 82 GW mit Tm = 7.732 h
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014
Mix der realisierten Arten der elektrischen
Energieerzeugung im Vergleich 2011 - 2012
14
Bruttostromerzeugung 2011
608,9 TWh nach Energieträger
2,9%
17,7%
24,7%
18,5%
13,5%1,1%
0,8%
8,0%
3,2%
5,4%
4,2%
Kern-
energieBraun-
kohle
Stein-
kohleErd-
gas
Wasser
Biomasse
Öl
Wind
Übrige
Müll
Sonne
Bruttostromerzeugung 2012
617,6 TWh nach Energieträger
3,4%
16,1%
25,7%
19,1%
11,3%1,5%
0,8%
7,4%
4,5%
5,8%
4,2%
Kern-
energieBraun-
kohle
Stein-
kohleErd-
gas
Wasser
Biomasse
Öl
Wind
Übrige
Müll
Sonne
Wind + Sonne: von 11,2 % auf 11,9 %
Braunkohle und Steinkohle: von 43,2 % auf 44,8%
Kernenergie von: von 17,7 % auf 16,1%
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014
Stromerzeugungsmix und Kosten
15
BDEW Angaben für die Stromerzeugung
2013:
Art der
Erzeugung
Leistung Arbeit
Benut-
zungs-
dauer
GW TWh h
Wind 34,6 53,3 1.540
Biomasse,
-Gase 8,0 42,5 5.258
Wasser 5,0 20,3 4.060
Photo-
voltaik 36,3 29,8 814
Müll 2,0 5,0 2.375
Summe: 85,9 150,9 1.757
Brutto-Stromerzeugung 2013 in Deutschland: 634 TWh (Vorjahr 617,6 TWh)
darunter
ca. 20% EEG
Quelle: BDEW 02.2014
Die 29,8 TWh Photovoltaik-Stromerzeugung entstammten 2013 einer Gesamtleistung von
36,3 GW, was einer Benutzungsdauer von 814 h (Vorjahr: 855 h) bedeutet, die Windanlagen
kommen bei 53,3 TWh und 34,6 GW auf 1.540 h (Vorjahr: 1.440 h)!
Die gesamten Stromerzeugungskosten betragen rd. 38 Mrd. €, davon allein 11,4 Mrd. €
(Vorjahr: 9,8 Mrd. €) entsprechend 30 % für rd. 4,7 % Photovoltaikstrom.
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16
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011
Errichtungsjahr
Leistung Photovoltaikanlagen in MW
Photovoltaikanlagen zur Netzeinspeisung
Energie:
E = h
Anode
Kathode
10 x 10 cm2
Leistung 1 W
Wirkungsgrad:
= 6 - 8 % für amorphe
= 12 -15 % für multikristalline
= 17 -20 % für monokristalline
Siliziumzellen
Energetische Amortisationszeit: 71 – 141 Monate
15 € Emissionspreis 2002
h = 6,6 10-34 Js λ = 400 bis 700 nm
Photonenenergie: (2,8 bis 5) 10-19 J
China,
FTD 23.11.2009
SZ vom 5.6.2002,
FAZ vom 9.1.2005
FTD 3.2.2006
DC-Trennschalter
Wechselrichter
FTD 23.2.2011
Kurs am
15.05.2013: 0,71 €
SZ: „Bonns Sonnenkönig:
Frank Asbeck“ 2004:
Umsatz: 200 Mio. €,
Reingewinn: 14 Mio. €
Von der EEG-Umlage
befreit!
PV-Module
3,1 % der Arbeit
31 % der Maximallast
4 Mrd. € Subvention
zu Lasten aller.
Ende 2012:
18,5 ct/kWh Ende 2012:
< 2000 €/kW
Ende 2012: P = 32 GW
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014
Die ersten offshore-Anlagen sind in Betrieb
Offshore Windpark Alpha Ventus: 12 Anlagen zu je 5 MW, 60 MW, Investitionskosten: 250 Mio. €
Offshore Windpark Meerwind Süd/Ost (23 km nordwestlich von Helgoland):
Investor Blackstone: 80 Siemens - Turbinen je 3,6 MW, 288 MW, Investitionskosten: 1,2 Mrd. €
Bard offshore I: 80 Turbinen zu je 5 MW, 400 MW, Investitionskosten: 1,7 Mrd. €
17
Alpha Ventus
Meerwind
Bard
offshore I
0
10.000
20.000
30.000
1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009
Jahr
Leistung Windenergieanlagen in MW
kWh
ct36,15
kWh
€1536,0
h4.000kW
€01,12545,489
,,
T
ppp BLRL
Strom
kW
€167.4
MW
€Mio.167,4
MW288
€102,1 9
,
n
ILP
Ip
%746,1111746,0
110,1
)110,1(10,1
1
120
20
n
n
q
qqa
Stromerzeugungskosten: (10 % Zins, 20 Jahre Laufzeit,
bei 3 % Betriebskosten)
Ende 2012: P = 31 GW
2013: P = 32,7 GW
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013
18
Anbindung der Offshore Anlagen an das Übertragungsnetz
Quelle: W. Breuer ,Geschäftsführer TenneT Offshore GmbH
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013
19
Anbindung und Montage der Offshore Anlagen
Quelle: W. Breuer ,Geschäftsführer TenneT Offshore GmbH
---------- Gleichstromleitung
______ Drehstromleitung
HVDC Bipolare Gleichstromleitung +/- 320 kV
P = 900 MW
Drehstromleitungen 155 kV
P = 900 MW
Ausdocken und Transport der Plattform Bor Win β Jacket-Installation
Dol Win α
Borkum West II:
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014
20
Arbeit ist nur möglich, wenn Leistung verfügbar ist! Die regenerative Energie
übernimmt hauptsächlich
die mit den Kernkraftwerks-
abschaltungen verminderte
Kernenergieeinspeisung
(beide CO2 freie
Stromerzeugungen),
während die CO2 behaftete
Stromproduktion aus Kohle
und Erdgas nahezu
unverändert bleibt.
Deutlich höher sind daher die
Stromerzeugungs-kosten, da
zu Wind- und Sonnenschein-
Mangelzeiten der bisherige
Kraftwerksmix weitgehend
auch weiterhin verfügbar sein
muss.
Die Residuallast hat
inzwischen die 20.000 MW-
Grenze bereits unterschritten
mit der Folge, dass
erste thermische
Kraftwerke außer
Betrieb gehen
müssen
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014
21 21
Energiemix der
Stromproduktion
vom 23.-29.12.2013
Die rote Fläche kennzeichnet den Verlust,
wegen der hohen EEG-Vergütung den die
Netzbetreiber an die Anlagenbetreiber zahlen
(grüne Fläche), einerseits und der geringen
oder gar negativen Wertigkeit dieses
Stromes an der Strombörse in
Leipzig (blaue Fläche), andererseits.
In der hier dargestellten Zeitspanne
vom 23. – 29.12.2013 hat die
Belastung der Stromverbraucher
durch die bestehende EEG -
Gesetzeslage 202,3 Mio. €
betragen.
Die negativen Strompreise in den
Morgenstunden am 24.12. ergeben sich
durch den technischen Zwang, ein
weiteres Ansteigen der Frequenz, wegen
des Überschusses an Erzeugungsleistung
zu verhindern.
Dazu ist dieser Strom an unsere Nachbarn
zu verschenken und das Geschenk früh
morgens in der 5. Stunde mit 1,5 Mio. € zu
gratifizieren, damit dort Gaskraftwerke
herunter gefahren werden, oder zusätzlich
Last generiert wird.
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014
Zeitgleiche Leistungsganglinie aller Solar und Windanlagen im Januar 2014
22
Ersatzleistung die
durch primärenergie-
basierte Kraftwerke
erbracht werden
muss.
Soweit vorhanden,
können das Kern-
oder Kohlekraftwerke
sein, kostengünstiger
bei Neubau sind
dafür Gaskraftwerke.
Zum Vergleich: Das Energiespeicher-Potenzial aller Pumpspeicherkraftwerke
in Deutschland mit insgesamt 7 GW Leistung als Tagesspeicher.
Die grüne Fläche muss durch Gaskraftwerke erbracht werden
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014
Wertigkeit der EEG Stromeinspeisung an der Strombörse EEX, Januar 2014
23
Die roten Flächen kennzeichnen die am Jahresende auf die nicht privilegierten Stromverbraucher
umzulegende EEG-Belastung. Es wurden zwischen 0 und 8,0 ct/kWh EEG-Vergütung bezahlt, im Mittel
wurden 3,6 ct/kWh bezahlt, um die sich der jeweilige aktuelle Börsenpreis erhöhte.
Es ist also nicht so, wie im politischen Raum oft behauptet wird, dass die regenerative Stromer-
zeugung die Stromkosten für die Stromverbraucher verringert, sondern Tatsache ist, dass die zu
bezahlenden Strompreise gegenüber den Börsenpreisen effektiv etwa verdoppelt werden!
Dr.
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014
24
Zeitgleiche Leistungsganglinie der Stromerzeugung im Mai 2014
Von der installierten Leistung aller
Windenergieanlagen mit 34.613 MW
und der aller Photovoltaikanlagen mit
36.342 MW, insgesamt 70.966 MW,
waren am Sonntag den 11.5.2014 um die
Mittagszeit maximal 37.015 MW,
dominierend durch die
Windenergieanlagen, verfügbar.
Im Minimum waren es 672 MW in den
Vormittagsstunden am 5.5.214.
Am Tag der maximalen Stromerzeugung
aus Wind- und Sonnenanlagen am 11.5.
erreichte auch die Handelsmenge am
Spotmarkt der Leipziger Strombörse mit
rd. 46 GW ein Maximum.
Diese liegt typischer Weise zwischen
20 GW und 40 GW im Nacht-/Tag-
rhythmus nach Maßgabe der
Wettervorhersage.
Dr.
Alt F
H A
achen,
Manuskrip
te 2
014
25
Zeitgleiche Leistungsganglinie aller Solar- und Windanlagen im Mai 2014
Von der installierten Leistung aller
Windenergieanlagen mit 34.613 MW und
der aller Photovoltaikanlagen mit 36.342
MW, insgesamt 70.966 MW, waren am
Sonntag den 11.5.2014 um die
Mittagszeit maximal 37.015 MW,
dominierend durch die
Windenergieanlagen, verfügbar.
Im Minimum waren es bei den
Windenergieanlagen 283,5 MW in den
Vormittagsstunden am 5.5.214.
Der Tag mit der maximalen
Stromerzeugung aus Sonnenanlagen
war am 20.5. mit 23,5 GW.
Die minimale Erzeugung am Tag lag am
28.5. zur Mittagszeit bei rd. 7.000 MW,
nach Sonnenuntergang bis
Sonnenaufgang an allen Tagen
naturgemäß bei null MW.
Zum Vergleich das Energie- Speicher-
potenzial aller Pumpspeicherkraftwerke
in Deutschland mit 7 GW Leistung als
Tagesspeicher.
Dr.
Alt F
H A
achen,
Manuskrip
te 2
014
26
Wert der Solar- und Windstromerzeugung im Mai 2014
Am Spitzentag der Stromerzeugung aller
Wind- und Sonnenenergieanlagen am 11.5.
war der Wert des erzeugten Stromes
negativ mit einem Handelswert von
-2,8 Mio. €.
Dieser Tageswert liegt typischerweise
zwischen 0,5 und 2,0 Mio. €.
Die roten Ganglinien kennzeichnen die als
Subvention für die nach dem EEG
geförderte Wind- und
Solarstromeinspeisung auflaufenden
Subventionsbeträge zu Lasten aller
Stromverbraucher.
Diese erreichten am 11.5., infolge der an
diesem Tag sich an der Strombörse
gebildeten negativen Preise, ein
Maximum von rd. -9 Mio. €.
Dr.
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Manuskrip
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014
27
Wert der Solar- und Windstromerzeugung im Mai 2014
Wieso sich am 11.5.2014 negative Börsenpreise bilden mussten, kann man an den
Leistungsganglinien und dem daraus erkennbaren Kraftwerkseinsatz erkennen.
Es mussten die Steinkohle-, die Braunkohle- und sogar die Kernkraftwerke massiv zurückgefahren
werden, um der Wind- und Sonnenstromeinspeisung „Platz“ zu machen. Die Kostenersparnis in
diesen im Teillastbetrieb gefahrenen Kraftwerken betrifft nur den eventuell ersparten
Primärenergieeinsatz und ist daher sehr gering, praktisch sogar gleich Null!
Dr.
Alt F
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achen,
Manuskrip
te 2
014
Zeitgleiche Leistungsganglinie aller ÜNB`s im Monat 3.2011
28
Ein solches System aus Wind-, Sonnen-
und Gaskraftwerken wird zu erheblich höheren
Stromerzeugungskosten führen, von bisher rd. 3,5 ct/kWh auf 12 bis
35 ct/kWh je nach Wind/ Sonnen- und Erdgasanteil für die zu ersetzende
Kernkraftstromerzeugung. Bei Wegfall der rd.150 Mrd. kWh Kernkraft-
Stromerzeugung erfordert das jährlich zwischen 13 und 47 Mrd. €
Mehrkosten für die Erzeugung.
In Deutschland sind zusätzlich zu
der Windleistung rd. 17.000 MW
Photovoltaikleistung installiert. Im
März 2011 waren diese, wie in der
Ganglinie der Wind- und Sonnen-
Leistungen vom 11.3. bis 23.3.2011
dargestellt, verfügbar.
Es ist deutlich zu erkennen, dass
zu mehreren Zeitpunkten in dem
dargestellten Zeitintervall die
Summenleistung nahezu Null war,
so dass beide Erzeugungsarten zu
100 % durch Reservekapazitäten
z.B. aus noch zu bauenden
Gaskraftwerken abgesichert
werden müssen.
Die verfügbare Speicherkapazität
aus Pumpspeicherkraftwerken
(blauer Balken) ist bei weitem nicht
ausreichend, um die leistungslosen
Zeiten der regenerativen Strom-
erzeugung zu überbrücken.
Insgesamt produzierten Ende 2010 deutschlandweit
21.607 Windenergieanlagen Strom mit einer
Gesamtleistung von 27.214 MW
Zum Vergleich das Energie- Speicher-
potenzial aller Pumpspeicherkraftwerke
in Deutschland mit 7 GW Leistung als
Tagesspeicher.
Arbeit: 3.057 GWh
Mittlere Leistung:
4,1 GW
Quelle: FTD vom 30.5.2011
Dr.
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achen,
Manuskrip
te 2
014
Ganglinie der verfügbaren Windleistung aller
Windenergieanlagen in Deutschland im Jahr 2011
29
Die Jahresarbeit betrug 2011: 48,9 TWh
(Vorjahr 35,77 TW, was einer Benutzungs-
dauer der installierten Leistung von 1.759 h
entspricht. Das Jahr hat aber 8.760 Stunden
in denen zwischen 40 % und 100 % der
Maximalleistung benötigt werden. Mittelwert der Leistung: 4,0 GW 14,5 % der
Nennleistung
Im November war der Einsatz der anderen Kraftwerke fast den ganzen Monat erforderlich, demnächst wären das Gaskraftwerken (die noch gebaut werden müssen). Pumpspeicherkraftwerke wären
vollkommen unzureichend die windarme Zeit zu überbrücken.
Monatsarbeit: 2.893 GWh
Diese Leistung hätten die sieben dem Moratorium zum Opfer gefallenen deutschen Kernkraftwerke abdecken können, mit
einer Kostenersparnis von täglich rd. 7 Mio. €!
Arbeit von 1-3:
11.262.770 MWh
Mittlere Leistung:
5.214 MW
Oktober 2011: 27,8 GW
21.915 Anlagen
Zum Vergleich: Das Energie-Speicherpotenzial aller
Pumpspeicher-Kraftwerke in Deutschland ist mit 7 GW
Leistung als Tagesspeicher (max. 8h) vollkommen
unzureichend, die Windstromflautezeiten zu überbrücken
Monatsarbeit: 7.992 GWh
Der Dezember brachte mehr als den doppelten Windstromertrag gegenüber dem November, er war der bisher windstärkste Monat überhaupt, aber auch wieder zwei bis
drei sehr stromarme Tage. Mittelwert der Leistung: 10,7 GW 38,5 % der
Nennleistung
Bisher
Windstärkster Monat
Dr.
Alt F
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Manuskrip
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014
Ganglinien der verfügbaren Windleistung aller
Windenergieanlagen in Deutschland im 1. Halbjahr 2012
30
Minimaler Leistungswert in MW im Juni 197 (0,67 % der inst. Leistung)
Maximaler Leistungswert in MW im Januar 24.086 (82,5 % der inst. Leistung)
mittlere Leistung in MW (in % der inst. Leistung) 3.887 bis 9.459 (13,8 - 32,4%)
Gesamte Arbeit in MWh (Tagesbedarf rd. 1,65 TWh) 24.816.365 (rd. 8,3 % des Bedarfes)
Minimaler Arbeitstageswert in MWh im Mai 13.581 (0,83 % des Tagesbedarfes)
Maximaler Arbeitstageswert in MWh im Januar 526.078 (32,0 % des Tagesbedarfes)
Maximale Leistungsänderung in MW/min im Mai 168,3 (von 71,7 bis 168,3)
Leistung max / min: 24.086 / 345 MW
Monatsarbeit: 7.037.284 MWh
Leistung max / min: 21.503 / 228 MW
Monatsarbeit: 4.582.329 MWh
Leistung max / min: 20.261 / 283 MW
Monatsarbeit: 4.020.319 MWh
Leistung max / min: 16.540 / 210 MW
Monatsarbeit: 3.391.510 MWh
Leistung max / min: 14.146 / 255 MW
Monatsarbeit: 2.892.849 MWh
Leistung max / min: 15.307 / 197 MW
Monatsarbeit: 2.892.074 MWh
Mittlere Leistung: 9.459 MW Mittlere Leistung: 6.159 MW Mittlere Leistung: 5.411 MW
Mittlere Leistung: 4.558 MW Mittlere Leistung: 3.888 MW Mittlere Leistung: 3.887 MW
Dr.
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014
31
Wind- plus Solarleistung aller EEG-Anlagen in 2012
Quelle: Datenbeschaffung und Auswertung, G. Borgolte 2013
Die installierte Leistung zu Ende des Jahres 2012 erreichte bei den Windanlagen 30.980 MW,
davon 150 MW offshore und bei den Photovoltaikanlagen 32.400 MW. In den Sommermonaten ist
tagsüber die Photovoltaikleistung in der Regel dominierend, aber in den Wintermonaten meist
fast bedeutungslos. Bis 2030 sollen in der deutschen Nord- und Ostsee 25 GW Offshore-Windenergie-Anlagen hinzu kommen.
Derzeit sind 0,15 GW installiert, die Erkenntnis, dass das Ziel nicht zu erreichen ist, ist ein offenes Geheimnis nicht nur im Hause Siemens oder Tennet.
Wind: Installiert: 30.980 MW, Min: 192 MW, Max: 24.086 MW, Sonne: Installiert; 32.400 MW, Min: 0 MW, Max: 22.368 MW
Wind: 7,04 TWh
Sonne: 0,54 TWh Wind: 4,58 TWh
Sonne: 1,04 TWh
Wind: 4,02 TWh
Sonne: 3,37 TWh
Wind: 3,39 TWh
Sonne: 2,65 TWh
Wind: 2,89 TWh
Sonne: 4,17 TWh Wind: 2,89 TWh
Sonne: 3,68 TWh
Wind: 2,80 TWh
Sonne: 3,73 TWh
Wind: 2,29 TWh
Sonne: 3,83 TWh
Wind: 3,11 TWh
Sonne: 2,89 TWh
Wind: 3,75 TWh
Sonne: 1,78 TWh
Wind: 4,06 TWh
Sonne: 0,77 TWh
Wind: 5,85 TWh
Sonne: 0,44 TWh
Dr.
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014
32
60 MW Offshore Windpark Alpha Ventus ab 27.4.2010 in Betrieb
Bundesumweltminister Norbert Röttgen (2. v. l.) drückte zusammen mit
den Vorstandsvorsitzenden der Energieunternehmen Eon, Wulf Bernotat,
EWE, Werner Brinkner und Vattenfall, Tuomo Hataka symbolisch den
Startknopf.
"Alpha Ventus", ist der erste Hochsee-Windpark vor der deutschen Küste.
Die Anlage bestehend aus zwölf Windenergieanlagen, befindet sich
45 Kilometer nördlich von Borkum in der Nordsee. "Alpha Ventus" ist ein
Testprojekt, mit dem grundlegende Erfahrungen in Bau und Betrieb von
Windrädern auf hoher See gesammelt werden sollen. Der Bau der Anlage
kostete etwa 250 Mio. € und wird von den Energiekonzernen E.on
und Vattenfall sowie der Stromgesellschaft EWE aus Niedersachsen
betrieben.
Aufbau der Trafo- und Übergabestation
mit Hubschrauber-Landeplattform
Quelle: FTD 28. 4. 2010
Quelle: FTD 23. 7. 2010
1. Hauptsatz: Von nichts kommt nichts.
2. Hauptsatz: Es gibt nichts umsonst.
3. Dr. Greilich: „Wissen+Optimismus = Konstant“
Dr.
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014
33
60 MW Offshore Windpark Alpha Ventus, Stand Mai 2012
33
Offshore - Windleistungseinspeisung ins transpower - Netz
vormals E.on-Netz ab April 2010 in Betrieb, 2011: 267 GWh, 4.450 h
Der Ertrag wurde 2011 mit 267 GWh um 15 % gegenüber der Prognose übertroffen. DOTI-Geschäftsführer Rudolf
Neuwirth von E.ON: „alpha ventus als erfolgreiches Pionierprojekt zeigt das Potenzial der Offshore-Windenergie,
aber auch die wirtschaftlichen Risiken der aufwändigen Errichtung.
Offshore-Windleistung (Alpha Ventus) im E.on
transpower Netz im Monat Juni vom 1.- 30. 6. 2010
0
15
30
45
60
1 5 9 13 17 21 25 29Zeit (Tage der 1/4 h - Leistungswerte)
Leis
tun
g in
MW
Offshore-Windleistung im E.on
transpower Netz im Monat April vom 1.- 30. 4. 2010
0
15
30
45
60
1 5 9 13 17 21 25 29Zeit (Tage der 1/4 h - Leistungswerte)
Leis
tun
g in
MW
Offshore Windpark Alpha Ventus: 12 x 5 MW = 60 MW Nennleistung
Inbetriebnahme
am 27.4.2010
zuvor
Probebetrieb
Offshore-Windleistung im E.on
transpower Netz im Monat Mai vom 1.- 31. 5. 2010
0
15
30
45
60
1 5 9 13 17 21 25 29Zeit (Tage der 1/4 h - Leistungswerte)
Leis
tun
g in
MW
Offshore-Windleistung (Alpha Ventus) im E.on
transpower Netz im Monat Juli vom 1.- 31. 7. 2010
0
15
30
45
60
1 5 9 13 17 21 25 29Zeit (Tage der 1/4 h - Leistungswerte)
Leis
tun
g in
MW
Bundesumweltminister
Norbert Röttgen nahm am
27.4.2010 symbolisch
zusammen mit den
Vorstandsvorsitzenden
der Energieunternehmen
Eon, Wulf Bernotat, EWE,
Werner Brinkner und
Vattenfall, Tuomo Hataka
den ersten deutschen
Hochsee-Windpark
"Alpha Ventus",
in der Nordsee
vor Borkum in Betrieb.
Es lässt sich bereits die
mittlere Leistung mit rd.
22,5 MW entsprechend
3.285 Benutzungsstunden
der Nennleistung
abschätzen.
Dr.
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Manuskrip
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014
34 34
Offshore Windparks in der Nordsee bis 2012
Dr.
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014
Photo: dpa
35
Siemens startet neu mit Offshore Windparks in der Nordsee ab 2014
Eine halbe Stunde fliegt die zehnsitzige Propeller-maschine schon, als das mit Windrädern verspargelte
Seegebiet in Sicht kommt. Im Zentrum ein kleiner gelber Punkt, der langsam größer wird. „Das ist sie“,
übertönt Tim Dawidowsky das laute Motorengeräusch.
Der bei Siemens das Geschäft mit der Stromanbindung
manget. Mit „sie“ meint er Helwin 1, die würfelförmige
50 mal 50 Meter große und 30 Meter hohe Plattfarm
einer Umspann- und Konverter-Anlage.
Helwin 1 ist nur eine von vier Nordsee-Plattformen,
mit denen sich der Münchner Elektrokonzern aus-
gerechnet in einem seiner Kerngeschäfte spektakulär
verhoben hat. 808 Millionen Euro Verlust sind dafür
seit 2011 aufgelaufen bei rund 300 Millionen Euro
Jahresumsatz für Stromanbindungsgeschäfte dieser Art.
Soeben hat der Netzbetreiber Tennet einen Folgeauftrag
namens Borwin 3 an Siemens vergeben. Mit 1,5 Mrd. €
Volumen für 150 Windräder und das Umspannwerk ist
es der bislang größte Auftrag für die Siemens-Windsparte. Dieser Windpark 85 Kilometer vor der
niederländischen Küste soll 2019 fertig sein. Neue Projekte werden mit fünf Jahren veranschlagt bisher hatte
man zwei Jahre kalkuliert. Die Plattformen werden nun von dem Konsortialpartner Petrofac, der auf 30 Jahre
Erfahrung in der Öl- und Gasindustrie aufbauen kann.
Nur drei Großkonzerne Siemens, ABB und Alstom beherrschen die Technik auf See.
„Es ist so oder so ein risikobehaftetes Geschäft.“ Ein Kranschiff zur Installation einer Plattform auf hoher
See koste eine Million Euro am Tag und 20 Tage schlechtes Wetter seien für die Nordsee nichts
Ungewöhnliches. „Die Millionen-Euro-Scheine drehen sich dann wie durch die Tankuhr“, beschreibt
der Manager eines der Risiken, das Siemens aber mittlerweile abgegeben hat.
Quelle: Stuttgarter Zeitung vom 29.5.2014
Dr.
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014
Maximale und minimale monatliche Windleistung
2006 bis 2012 (1/4 - h Werte)
36
Zu den Zeiten minimaler Windleistung die in jedem Monat kurzzeitig auftreten, helfen auch
beliebig viele Windenergieanlagen nicht weiter.
Da es keine Energiespeicher für diese Größenordnungen der Leistung gibt, sind
zusätzliche Gasturbinen als back-up Sicherung erforderlich.
Maximale und minimale Werte der Windleistung
von 2006 bis 2012
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
0 12 24 36 48 60 72 84
Jahr/Monate
Le
istu
ng
in
MW
2006 2007 2008 2009
30.592
GWh
1.500 h/a
39.540
GWh
1.834 h/a
40.429
GWh
1.734 h/a
37.772
GWh
1.492 h/a
installierte Leistung
maximale Leistung
minimale
Leistung
2010
36.392
GWh
1.380 h/a
2011 2012
44.315
GWh
1.551 h/a
36.360
GWh
1.212 h/a
Dr.
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Manuskrip
te 2
014
Die 150 Mrd. kWh jährliche Strom-
erzeugung aus Kernenergie in
Deutschland zu 5 (3) ct/kWh macht
7,5 Mrd. €, die gleiche Strommenge aus offshore
Windanlagen zu 15 ct/kWh und Sonnenanlagen zu
30 ct/kWh je zur Hälfte im Mix (beides gesetzlich für
20 Jahre garantiert!) macht 22,5 ct/kWh und somit
Stromerzeugungskosten - zu Zeiten wo der Wind
weht und die Sonne scheint - von 33,75 Mrd. €, also
eine Mehrkostendifferenz von 26,25 Mrd. € pro Jahr.
DENA II Studie:
3.600 km neue Leitungen (rd. 10 Mrd. € Investitions-
kosten) nun aktualisiert 4.300 km, werden
erforderlich sein, um die Energiewende zu
realisieren.
Bisher sind rd. 90 km gebaut!
Plus rd. 20 GW neue Gaskraftwerke
50 zu je 400 MW (rd. 8 Mrd. € Investitionskosten)
mit zusätzlichen Gasbezug aus Russland
(rd. 20 Mrd. m3 Erdgas pro Jahr, 3 Mrd. €/a).
Dies ist eine Steigerung des Deutschen
Erdgasbedarfes von insgesamt rd. 100 Mrd. m3 um
20 % auf demnächst mindestens 120 Mrd. m3
pro Jahr, bei 70 TWh Stromproduktion aus Wind
oder Sonne und 80 TWh aus Gas zu Zeiten,
wo der Wind nicht ausreichend stark weht,
jedoch + 22 Mio. t CO2 pro Jahr!
Mehrkosten im Mix: 22,2 Mrd. € 37
Quelle: Zfk Juli 2012
Quelle: FTD 30.7 2012
Ausbaupläne
3.800 km, 20 Mrd. €
4 HGÜ - 10 GW
DC - Korridore
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014
38
Erste HGÜ - Trasse in der Planung Mit dem Vorschlag für den konkreten Verlauf der Trasse
tritt Deutschlands größtes Netzausbauprojekt in die
heiße Phase. Wie die Netzbetreiber Tennet mitteilte,
könnte die Haupttrasse des insgesamt 800 Kilometer
langen "SuedLink"-Projekts bis zum Jahr fertig sein.
Zu den Wind-
u. Sonnen-
armen Zeiten
sind die
Ersatzkraftwerke vor Ort gefordert.
gesamte verfügbare
Wind- und Sonnenleistung
Deutschlands im
Januar 2014:
Von 68 GW installierte
Leistung waren maximal
26,4 GW verfügbar
(38,8 %)
Dr.
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014
Entwicklung der EEG Vergütung und Strompreise
39
S
ub
ve
nti
on
Verdrängte und damit ersparte
Stromerzeugungskosten in den
ohnehin notwendigen
Kraftwerken!
2011: 17,1 Mrd. €, 2014: 23,6 Mrd. € 427 € je Haushalt, 590 € je Haushalt
Subvention zu Lasten aller
Stromverbraucher: 700 € je Haushalt ?
Dr.
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014
40
Strompreise für Haushalte und Industrie
in Europa 2010
Anmerkung: 1 €/100 kWh = 1 Ct/kWh = 10 €/MWh, USA: Stand 2012
Wie lange können wir uns diese Spitzenstellung leisten?
Quelle:
FTD 26.7.2011
Korrektur:
richtig ist: €/100 kWh
USA 9,40 USA 5,60
Deutschland 2012: Haushalt : 28,2 Ct/kWh, Industrie: 12,6 Ct/kWh, Quelle: IEA, FAZ vom 21.5.2013
Dr.
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014
41
Na also, das wäre erst vom Tisch
EEG - Umlageentwicklung
Die 23,6 Mrd.
EEG - Umlage
(590 €/Haushalt)
werden nicht geringer,
etwas weniger
schnell steigen,
die 5,1 Mrd. €
Entlastung überprüft,
aber kaum angetastet.
Quelle: AZ 3.4.2014
Dr.
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014
42
Wirtschaftlichkeit: Windenergieanlagen bei Direktvermarktung
Photo: dpa
Systembedingte Stromerzeugungskosten
z.B. typische Projektkosten: 1.500 €/kW
Erwartete Benutzungsdauer der Nennleistung: 1.800 h,
Jahres-Stromproduktion einer 3 MW-Anlage (4,5 Mio. €):
WJ = 5,4 Mio. kWh
Jährliche Betriebskosten für Unterhaltung (Wartung):
3 % der Investitionskosten, jährliche Kosten für
Versicherungen, Abrechnung u.ä.: 1 % .
Die Investition ist wirtschaftlich, wenn am Laufzeitende
grün als Summe gleich oder größer rot ist!
%,,,
),(,, 36707360
1041
104104120
20
420
aAnnuität (Jahreskosten) des Kapitaldienstes 20 Jahre Laufzeit, 4 % Zinslast:
Als fixe Jahreskosten sind die annuitätischen Kapitalkosten (CapEx) plus den Betriebskosten für die
Instandhaltung und Betriebspersonal (OpEx) aufzubringen. Für die OpEx-Kosten werden 4 % der
Investitionskosten angesetzt. Beide Kostenquellen setzen sich wie folgt zusammen:
Kapitalkosten (CapEx):
Instandhaltung und Personal (OpEx):
Für die spezifischen Leistungskosten pL gilt demnach:
Die spezifischen Arbeitskosten pA sind näherungsweise gleich Null (Wind ist kostenfrei).
Stromerzeugungskosten:
€.,€, 200331073601054 6
0 aKACap
€.,€,, 0001800401054040 6
0 KAOp
kW
€,
kW.
€..40170
0003
000180200331
n
OpCap
LP
AAp
kWh
ct,
kWh
ct,
kWh
€
h.kW
€,
max 479047908001
40170 A
LA
J
L
J
gesp
T
pp
W
Pp
W
Kp
€.kWh,kWh
€,,Verlust 3802411045
100
105479 6
Dr.
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014
43 43
Stromhandel an der Strombörse in Leipzig
Der Strom wird an der
Strombörse in Stundenkontrakte
„heute für morgen“ gemäß
Angebot und Nachfrage in
€/MWh gehandelt, mit der
Maßgabe, dass bei geringstem
Überhang der größte mögliche
Umsatz erzielt wird.
Angebotsmenge
Preis
in €/MWh
A 8
A 2
A 1 = Menge aus thermischen Kraftwerken,
deren kurzfristiges runterfahren hohe Zusatzkosten verursacht! (z.B. Residuallast)
A 3 A 4
A 7
A 6
A 5
Merit-Order-Preis den
alle Anbieter erhalten
A 1
Preis bei verminderter Nachfrage
oder bei unkalkuliert höherer
Windeinspeisung
Nachfragekennlinie
Angebotsmenge prinzipiell
aus Kraftwerksart:
A1: Laufwasser und Teilmengen
thermische (must run)
Residuallast
A2: Wasser, Wind und Sonne
Direktvermarktung
A3: große Wasserkraftwerke
A4: Kernkraftwerke
A5: Braunkohlekraftwerke, neue
A6: Braunkohlekraftwerke, ältere
A7: Steinkohlekraftwerke
A8: Erdgaskraftwerke
0
Fluktuieren-
der Wind-
und
Sonnenstrom
EEG -
vergütet
Angebotsmenge
Preis
in €/MWh
A 8
A 2
A1 = Menge aus thermischen Kraftwerken, deren kurzfristiges runterfahren
hohe Zusatzkosten verursacht! (z.B. Residuallast)
A 3
A 4
A 7
A 6
A 5
Merit-Order-Preis den
alle Anbieter erhalten
A1
Negativer Strompreis bei
Schwachlast und starkem Wind
und/oder Solarstromaufkommen!
Nachfragekennlinie
0
Fluktuieren-
der Wind- und
Sonnenstrom
EEG -
vergütet
Dr.
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014
Wie reagiert die Strombörse ?
Durchschnittspreis: pØ,EEX = 22,70 EUR/MWh
EEX Leipzig European Energy Exchange
am Montag 22.12.2008
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
1 6 11 16 21Zeit
MWh
-120
-80
-40
0
40
80
€/MWhHandelsmenge Preis
Pre
is
Han
dels
men
ge
Handelsvolumen:
+17,24 Mio. €
- 5,53 Mio. €
Windleistungseinspeisung vom 17.12. bis 30.12.2008
0
5.000
10.000
15.000
20.000
17.12 19.12 21.12 23.12 25.12 27.12 29.12
Tage im Dezember 2008 (Stunden-Mittelwerte)
Le
istu
ng
in
MW
Installierte Leistung: 23.312 MW, zeitgleiche
Summenleistung aller 19.868 Anlagen
Während dieser Zeitspanne am
22.12.08 von 0 bis 6 Uhr wurde der
Strom verschenkt und noch Geld in
Höhe von 5,53 Mio.€ dazu.
Am 22.12.2008 ergab sich am Spotmarkt der EEX ein
neuer Rekord bei den negativen Handelspreisen.
In der Zeit von 0 Uhr bis 6 Uhr bekam man für die
folgenden Handelsmengen noch Geld dazu:
Zeit Preis Handelsmenge
h €/MWh MWh
0-1: -9,98 14.912
1-2: -29,59 15.714
2-3: -101,52 15.645
3-4: -101,52 15.575
4-5: -100,50 15.664
5-6: -9,98 15.755
Summe: 93.265
Umsatz: -5,53 Mio. €
Die Windanlagenbetreiber bekamen in
dieser Zeitspanne unabhängig von
dem negativen Handelspreis die EEG
Vergütung von rd. 90 €/MWh
entsprechend 8,4 Mio. €. 44
Kapazität
Vianden
1.100MW
6h
Dr.
Alt F
H A
achen,
Manuskrip
te 2
014
45
Wie reagiert die Strombörse Weihnachten 2012 ?
In der Zeitspanne vom ersten bis zum dritten Weihnachtstag wurden an der Strombörse in
Leipzig in der Zeit ab Mitternacht bis 9 Uhr morgens auf dem PHELIX-Spotmarkt 689 Millionen
kWh verkauft (verschenkt) und die Käufer (Beschenkten) erhielten aus Dank, dass diese den
Strom abgenommen hatten, noch 91,85 Millionen Euro dazu geschenkt.
Da dieser - aus technischen Gründen zum Teil überschüssige - Stromanteil der
Windanlagenbetreiber aber von den ÜNB`s wie Amprion, Tennet, 50 Hertz und EnBW für rd. 120
Millionen € nach dem EEG im Netz aufgenommen, vergütet und an die Börse gebracht werden
musste (in 2011: 16,5 Mrd. € für 124,2 TWh EEG Strom), gehen die insgesamt entstandenen
Kosten in Höhe von 211,85 Millionen € zu Lasten aller Stromverbraucher!
Wind: 5,85 TWh, PW,max= 20.563 MW, Pgesamt, max. = 26.500 MW (42 %)
Sonne: 0,44 TWh, PS,max= 7.993 MW, Pgesamt, inst. = 62.527 MW zu Ende 2012
Dr.
Alt F
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Manuskrip
te 2
013
46 46
Bildung der Preise an der Strombörse in Leipzig bei
unzureichend kalkulierter Windenergieeinspeisung
Tage negativer Börsenpreise in €/MWh ab September 2009 bis März 2010
0
400
800
1200
1600
50 8
18
80
0
14
99
26
27
21
11
19
9
23
0
11
11
50
10 8
11
21
11
20
0
25
0 8 4 5
10
10
0
11
10
0
20
0
01.
Sep
04.
Sep
15.
Sep
03.
Okt
04.
Okt
25.
Okt
15.
Nov
19.
Nov
22.
Nov
23.
Nov
24.
Nov
25.
Nov
26.
Nov
29.
Nov
30.
Nov
06.
Dez
20.
Dez
22.
Dez
24.
Dez
25.
Dez
26.
Dez
27.
Dez
29.
Dez
19.
Jan
31.
Jan
02.
Feb
27.
Feb
28.
Feb
01.
Mrz
€/M
Wh
(n
eg
ati
ve
We
rte
)
Daher negative Strompreise an der Strombörse!
Liberalisierung bedingt Wettbewerbspreise
Regulierung bedingt Kostenpreise
Die Preisspanne der Strompreise an der Börse für
Stundenkontrakte umfasst bisher eine Spanne von
-1. 499 €/MWh bis +2.072 €/MWh!
entsprechend: -1,50 €/kWh bis +2,07 €/kWh
Dr.
Alt F
H A
achen,
Manuskrip
te 2
013
47
Strom - Import/Export mit unseren Nachbarn
Die Stromimporte erfolgen vornehmlich aus Frankreich mit Leistungen bis 5 GW
und aus Tschechien mit Leistungen bis 3 GW (aus dortigen Kernkraftwerken).
Die monatlichen Energiemengen aus Frankreich erreichen 2 TWh und aus
Tschechien 1 TWh. Kurzzeitig kommen jedoch auch Exporte bis zu 2 GW in beide
Länder vor. Die Stromexporte erfolgen vornehmlich nach Holland mit Leistungen bis
5 GW und monatliche Energiemengen bis 2,5 TWh und in die Schweiz mit
Leistungen bis 4 GW und monatliche Energiemengen bis 2 TWh, sowie nach
Österreich mit Leistungen bis 3 GW und monatliche Energiemengen bis
1,5 TWh (zu sehr niedrigen und teilweise sogar negativen Preisen).
Dr.
Alt F
H A
achen,
Manuskrip
te 2
014
48
Welchen Einfluss haben die Medien auf die Meinungsbildung?
Wahrscheinlichkeit auf 6 richtige im
Lotto, wenn man ein Jahr lang jede
Woche zwei Reihen spielt:..0,00001
Wahrscheinlichkeit eines
Stromausfalls im
deutschen Stromnetz bis zur
Energiewende:……..0,00003
Nach der Energiewende: ???
Es ist somit nicht verwunderlich, dass die
Kommentare der Politikjournalisten in allen
Medien mit großer Wahrscheinlichkeit von
„Grüner“ Ideologie geprägt sind und dies
daher stets fachlich zu hinterfragen ist.
Richtig
ist:
65 GW
30 GW
30 GW
Quelle: ZfK, Mai 2013
Dr.
Alt F
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achen,
Manuskrip
te 2
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49
Windkraft im Schwarzwald: Gewinn oder Verlust? Nutzen oder Schaden?
„Politische Mehrheitsentscheidungen sind keine Naturgesetze“,
es bleibt die Hoffnung auf wirtschaftliche Vernunft, entscheiden Sie selbst!
Die Strombremse hat versagt, daher alles offen, Quo vadis?
Bis zu 70% fluktuierender Leistungsanteil an der Lastdeckung sind
verkraftbar und technisch - wirtschaftlich vertretbar - wir haben bereits
80% - alles was wir weiter tun, ist unvernünftig und hoch ineffizient!
Mit jedem Windrad
oder Photovoltaikanlage
wird der Strom für alle
teurer und weniger
zuverlässig!
Ich danke Ihnen, dass Sie
mich angehört haben, gerne
erwarte ich Ihre Fragen.