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Lastprofile – Einspeiseprofile – »Smart Grids«
Chancen und Hindernisse auf dem Weg zur Energiewende
Stefan Fassbinder
Das w ist ein sehr wichtiger Buchstabe!
Früher stellte man dies insbesondere an
der Schweißtechnik fest.
Heute fällt es vor allem bei der
Energiewende auf.
Und zwar an insgesamt sieben Stellen:
Die zu betrachtenden Punkte sind:
1. Grundsätzliches
2. Betrachtung der Lastprofile:
Wann wird wo wieviel verbraucht?
3. Betrachtung der Einspeiseprofile:
Wann kann was wo »geerntet« werden?
4. Energiespeicher:
Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken
5. Folgerungen hieraus für die Energiewende
6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht:
Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-,
Speicher- und Spartechniken
7. Bilanz
Verbrauch min.: 29,8 GW (Sonntag, 01. 04. 2018, 22:45)
Verbrauch max.: 78,8 GW (Donnerstag, 18. 01. 2018, 11:45)
Das sieht ja schon mal gut aus – wenn auch 1 kW ≠ 1 kW; 1 kWh ≠ 1 kWh
Eigentlich ist die Energiewende
doch schon erstaunlich weit fortgeschritten!
Allgemeine Stromversorgung Deutschlands nach BDEW
Netto-Engpassleistung Netto-Erzeugung Auslastung
absolut anteilig absolut anteilig einzeln gesamt
Kernenergie 9,5 GW 4,6% 71,9 TWh 12,8% 7552 h/a
Braunkohle 20,3 GW 9,7% 132,3 TWh 23,6% 6507 h/a
Steinkohle 23,8 GW 11,4% 72,3 TWh 12,9% 3036 h/a
Erdgas 24,6 GW 11,8% 53,4 TWh 9,5% 2168 h/a
Mineralöl 4,2 GW 2,0% 1,0 TWh 0,2%
sonstige 3,4 GW 1,6% 6,7 TWh 1,2%
Pumpspeicher 5,7 GW 2,7% 6,2 TWh 1,1% 1085 h/a
Pumparbeit η = 74,4% 8,3 TWh 1,5% –
Wasserkraft 5,6 GW 2,7% 16,3 TWh 2,9% 2924 h/a
Wind an Land 53,6 GW 25,7% 90,5 TWh 16,2% 1689 h/a
Wind auf See 5,2 GW 2,5% 19,3 TWh 3,4% 3680 h/a
Biomasse 7,0 GW 3,4% 43,7 TWh 7,8% 6239 h/a
Fotovoltaik 45,9 GW 22,0% 46,2 TWh 8,2% 1005 h/a
Geothermie 0,0 GW 0,0% 0,2 TWh 0,0% 4667 h/a
Netzverluste – – – – 26,7 TWh 4,8% –
Gesamt 209,0 GW 100,0% 559,8 TWh 100,0% 2679 h/a
2018
85,9 GW 41,1% 337,5 TWh 60,3% 3931 h/a
1809 h/a
117,4 GW 56,2% 216,1 TWh 38,6% 1841 h/a
Es soll aber nicht drinnen dunkel werden, nur
weil es draußen dunkel ist und kein Wind weht
Doch schon den Schildbürgern ist es
misslungen, Licht mit Schaufeln in
Säcken zu sammeln, um es von draußen
nach drinnen zu transportieren.
Tageslicht für die Nacht einzulagern
gelingt bis heute nur in
homöopathischen Dosen.
Also muss man Licht bei Tage in
elektrische Energie umwandeln und bei
Nacht wieder zurück!
Wobei statistische Methoden das
Problem nicht lösen …
Leider ist bezüglich Lagerfähigkeit auch die
elektrische Energie noch »homöopathisch«
Durch die Umstellung der Stromerzeugung auf regenerative Quellen
wird die Erzeugung abhängig vom Klima und insbesondere vom Wetter.
Während manche Länder – Großbritannien – von sich sagen, sie hätten
gar kein Klima, sondern nur Wetter.
Wenn von der Wettervorhersage wieder einmal nur die Sage übrig bleibt,
muss man also Strom auf Halde produzieren bzw. von dort beziehen.
Die bis heute realistisch machbaren Halden gleichen aber eher (bislang
noch?) ein paar Maulwurfshaufen.
Außerdem verrät die Vorhersage uns nur, wann wir wie viel Speicher
eigentlich bräuchten, aber nicht, woher denn nehmen.
Nun ist guter Rat teuer.
Wenn von 40 GW Solar-Einspeisung
innerhalb einer Stunde 7 GW vom Netz gehen und innerhalb der
nächsten Stunde 17 GW hinzu kommen, dann darf man das als eine
Herausforderung bezeichnen.
Wenn Stromversorger und Netzbetreiber dafür Wochen lang hin und her
rechnen, dann darf man das einen erheblichen Aufwand nennen.
Wenn zuvor (im Vergleich zum Normalbetrieb) die Sekundär-
Regelreserve verdoppelt worden ist, dann wird das wohl als nötig
erachtet worden sein.
Wenn teilweise manuelle Änderungen am Regler – so genannte
»Vorsteuerungen« – vorgenommen wurden, ist dies mit erhöhtem
Personal-Einsatz verbunden.
Wenn dann alles gut geht und sich der Verlauf der Frequenz im
Verbundnetz um nichts von jedem x-beliebigen Tag unterscheidet …
49,90 Hz
49,92 Hz
49,94 Hz
49,96 Hz
49,98 Hz
50,00 Hz
50,02 Hz
50,04 Hz
50,06 Hz
50,08 Hz
50,10 Hz
223 V
224 V
225 V
226 V
227 V
228 V
229 V
230 V
231 V
232 V
233 V
234 V
235 V
236 V
237 V
0:00 h 4:00 h 8:00 h 12:00 h 16:00 h 20:00 h
f→
U→
t →
Verlauf von Spannung und Frequenz am 20.03.2015
(Sonnenfinsternis zwischen 9:25 und 11:50)
U
f
… dann darf man das einen Erfolg nennen!
Siehe auch: www.netzfrequenz.info/tag/mittelwerte und www.netzfrequenzmessung.de
www.bulletin-online.ch/uploads/media/51-52_1506_sonnenfinsternis.pdf
Die zu betrachtenden Punkte sind:
1. Grundsätzliches
2. Betrachtung der Lastprofile:
Wann wird wo wieviel verbraucht?
3. Betrachtung der Einspeiseprofile:
Wann kann was wo »geerntet« werden?
4. Energiespeicher:
Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken
5. Folgerungen hieraus für die Energiewende
6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht:
Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-,
Speicher- und Spartechniken
7. Bilanz
Wozu eigentlich Lastprofile?
Elektrische Energie ist also das einzige Produkt, das in genau der
Sekunde erzeugt werden muss, in der es verbraucht wird – um nicht
gleich von Millisekunden zu sprechen.
Wie soll sich da ein Marktpreis aus Angebot und Nachfrage bilden?
Seit langer Zeit marktübliche Kompromisse sind:
• Bei Sondervertragskunden ab 100 MWh/a wird der Energieverbrauch
als 15-min-Mittelwerte erfasst.
Ein Lastprofil liegt daher mit guter Näherung vor.
• Bei Tarifkunden unter 100 MWh/a erfolgt die Erfassung sehr viel
seltener (z. B. Haushalte nur ein Mal jährlich).
Hier kommen (ebenfalls als 15-min-Mittelwerte) genormte, für die
jeweilige Art von Verbrauchern typische Profile zum Einsatz.
Diese Berechnungsmethoden dienen zur Bestimmung der Tarife für den
Energieverbrauch und die Netznutzung als auch für die Netzplanung.
Was sind eigentlich Lastprofile?
Zwei Arten:
• Genormt (hypothetisch – für Vorausberechnungen des Bedarfs und
für vereinfachte Abrechnungen benutzt);
• tatsächliche, gemessene Lastprofile eines bestimmten Zeitraums.
Der Verlauf der Leistungsaufnahme eines Kunden wird zu seiner im Jahr
abgenommenen Energie ins Verhältnis gesetzt.
Die Erfassung erfolgt zumeist in Form von Leistungs-Mittelwerten über
15 Minuten.
Genormte synthetische Lastprofile
der EWE AG, identisch denen des BDEW
H0: Haushalt (dynamisiert:
Von der erwarteten Tagestemperatur abhängig gemacht)
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe, werktags 8 - 18 Uhr
G2: Gewerbe mit starkem bis überwiegendem Verbrauch
in den Abendstunden
G3: Gewerbe durchlaufend
G4: Verkaufsstätte / Friseurgeschäft
G5: Bäckerei mit Backstube
G6: Gewerbe im Wochenendbetrieb
L0: Landwirtschaft allgemein
L1: Landwirtschaft mit Milchwirtschaft / Nebenerwerbs-Tierzucht
L2: Landwirtschaft ohne Milchvieh
BD: Bandlast (Jahres-Mittelwert)
Zusatz: Eigene Last- und Einspeiseprofile
der EWE Energieversorgung Weser-Ems AG
SB1: Straßenbeleuchtung mit Pause von 0 Uhr bis 5 Uhr
SB2: Straßenbeleuchtung ganznächtig durchgehend
EA0: Wasserkraftprofil
EB0: Biomasse-, Biogasprofil
EG0: Deponiegas-, Klärgasprofil
ES0: Solarprofil
ET0: Geothermieprofil
EW0: Windprofil
EY0: Sonstige Einspeisung
(Blassblau: Identisch mit Bandlast BD)
Genormtes synthetisches Lastprofil EWE
H0 – Standardprofil für Privatkunden (Haushalte) nach BDEW, 2014
0%
50%
100%
150%
200%
250%
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
P/Pmittel→
t →
Genormtes synthetisches Lastprofil EWE
H0 – Woche des längsten Tages im Jahr (BDEW – Montag bis Sonntag)
0%
50%
100%
150%
200%
250%
16.6.
17.6.
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
Genormtes synthetisches Lastprofil EWE
H0 – Woche des kürzesten Tages im Jahr (BDEW – Montag bis Sonntag)
0%
50%
100%
150%
200%
250%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
Synthetische Lastprofile nach BDEW 2014
Gewerbe G0 bis G6 – Woche des längsten Tages im Jahr (Mo. - So.)
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
16.6.
17.6.
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Sommer Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
16.6.
17.6.
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Sommer Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
16.6.
17.6.
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Sommer Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
16.6.
17.6.
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Sommer Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
G3: Gewerbe dauernd
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
16.6.
17.6.
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20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Sommer Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
G3: Gewerbe dauernd
G4: Laden / Friseur
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
16.6.
17.6.
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Sommer Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
G3: Gewerbe dauernd
G4: Laden / Friseur
G5: Bäckerei
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
16.6.
17.6.
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Sommer Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
G3: Gewerbe dauernd
G4: Laden / Friseur
G5: Bäckerei
G6: Gewerbe Sa - So
Synthetische Lastprofile nach BDEW 2014
Gewerbe G0 bis G6 – Woche des kürzesten Tages im Jahr (Mo. - So.)
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Winter Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Winter Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Winter Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Winter Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
G3: Gewerbe dauernd
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Winter Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
G3: Gewerbe dauernd
G4: Laden / Friseur
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Winter Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
G3: Gewerbe dauernd
G4: Laden / Friseur
G5: Bäckerei
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
G0 ... G6 Winter Mittelwert
G0: Gewerbe allgemein
G1: Gewerbe werktags
G2: Gewerbe Abend
G3: Gewerbe dauernd
G4: Laden / Friseur
G5: Bäckerei
G6: Gewerbe Sa - So
Genormte Lastprofile Stromnetz Hamburg
HH0 und HG0 – Woche des längsten Tages im Jahr (Mo. bis So.)
0%
40%
80%
120%
160%
200%
240%
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
24.6.
25.6.
P/Pmittel→
t →
Woche des längsten Tages: 18.-24. 06. 2018
HH0: Haushalt
HG0: Gewerbe allgemein
BD: Bandlast (Jahres-Mittelwert)
Genormte Lastprofile Stromnetz Hamburg
HH0 und HG0 – Woche des kürzesten Tages im Jahr (Mo. bis So.)
0%
40%
80%
120%
160%
200%
240%
17.12.
18.12.
19.12.
20.12.
21.12.
22.12.
23.12.
P/Pmittel→
t →
Woche des kürzesten Tages: 17.-23. 12. 2018
HH0: Haushalt
HG0: Gewerbe allgemein
BD: Bandlast (Jahres-Mittelwert)
Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW
SB2: Straßenbeleuchtung, ganznächtig – Woche des kürzesten Tages
0%
50%
100%
150%
200%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW
SB2: Straßenbeleuchtung, ganznächtig – Woche des längsten Tages
0%
50%
100%
150%
200%
16.6.
17.6.
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW
SB1: Straßenbeleuchtung, Pause 0 - 5 Uhr – kürzester Tag im Jahr
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P/Pmittel→
t →
Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW
SB1: Straßenbeleuchtung, Pause 0 - 5 Uhr – längster Tag im Jahr
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P/Pmittel→
t →
Synthetisches Lastprofil Wärmepumpe (2016)
für private Verbraucher (Unterfränkische Überlandzentrale eG, Lülsfeld)
0%
25%
50%
75%
100%
125%
150%
175%
200%
225%
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
30.11.
31.12.
P/Pmittel→
ÜLZ Unterfränkische Überlandzentrale, Lülsfeld
Lastprofil UV6: Wärmepumpe
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
1.1
31.1
2.3
2.4
2.5
1.6
2.7
1.8
1.9
1.10
31.10
1.12
31.12
P/Pmittel→
t →
Stromversorgung Angermünde GmbH
WP: Wärmepumpe
Synthetisches Lastprofil Wärmepumpe (2011)
Unterbrechbare Wärmepumpe über ein Jahr
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
1.1
31.1
2.3
2.4
2.5
1.6
2.7
1.8
1.9
1.10
31.10
1.12
31.12
P/Pmittel→
t →
Stromversorgung Angermünde GmbH
SP: Nachtspeicher-Heizung
WP: Wärmepumpe
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
1.1
8.1
15.1
22.1
29.1
P/Pmittel→
t →
Stromversorgung Angermünde GmbH
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
1.1
8.1
15.1
22.1
29.1
P/Pmittel→
t →
SP: Nachtspeicher-Heizung
WP: Wärmepumpe
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
0:00
2:00
4:00
6:00
8:00
10:00
12:00
14:00
16:00
18:00
20:00
22:00
0:00
P/Pmittel→
t →
Stromversorgung Angermünde GmbH
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
0:00
2:00
4:00
6:00
8:00
10:00
12:00
14:00
16:00
18:00
20:00
22:00
0:00
P/Pmittel→
t →
Stromversorgung Angermünde GmbH
SP: Nachtspeicher-Heizung
WP: Wärmepumpe
Nachtspeicherheizung und Wärmepumpe über ein JahrUnterbrechbare Wärmepumpe über einen MonatNachtspeicherheizung und Wärmepumpe über einen MonatUnterbrechbare Wärmepumpe über einen TagNachtspeicherheizung und Wärmepumpe über einen Tag
0%
75%
150%
225%
300%
375%
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P/Pmittel→
t →
Lastprofil Nachtspeicherheizung
Stromnetz Hamburg 2018
-15°C
-10°C
-5°C
0°C
5°C
10°C
15°C
Das andere Lastprofil Nachtspeicherheizung:
In Abhängigkeit von der Außentemperatur
Gemessenes Lastprofil eines Krankenhauses
Nanu? 12 Stromausfälle im Jahr? Und das in einem Krankenhaus? Hilfe!
0%
50%
100%
150%
200%
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
P/Pmittel→
t →
Lastgang eines Krankenhauses
Gemessenes Lastprofil eines Krankenhauses
Aber nein! Nur für den Fall der Fälle: Probelauf des Notstrom-Diesel
0%
50%
100%
150%
200%
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P/Pmittel→
t →
Tag mit Probelauf des Notstrom-Diesels
Die zu betrachtenden Punkte sind:
1. Grundsätzliches
2. Betrachtung der Lastprofile:
Wann wird wo wieviel verbraucht?
3. Betrachtung der Einspeiseprofile:
Wann kann was wo »geerntet« werden?
4. Energiespeicher:
Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken
5. Folgerungen hieraus für die Energiewende
6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht:
Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-,
Speicher- und Spartechniken
7. Bilanz
Einspeiseprofile aus Norddeutschland
Nur wenige machen genaue Angaben, z. B. Schleswig-Holstein Netz AG
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Biomasse EEG §27
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Biomasse EEG §27
Wasser EEG §23
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Biomasse EEG §27
Wasser EEG §23
Wind EEG §29
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Biomasse EEG §27
Wasser EEG §23
Wind EEG §29
Gas, BZ EEG §§24-26
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Biomasse EEG §27
Wasser EEG §23
Wind EEG §29
Gas, BZ EEG §§24-26
KWK EEG § 5.1.2
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Biomasse EEG §27
Wasser EEG §23
Wind EEG §29
Gas, BZ EEG §§24-26
KWK EEG § 5.1.2
KWK EEG § 5.2.1b&d
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Biomasse EEG §27
Wasser EEG §23
Wind EEG §29
Solar EEG §§32-33
Gas, BZ EEG §§24-26
KWK EEG § 5.1.2
KWK EEG § 5.2.1b&d
Urlaub in Schleswig-Holstein? Am besten im Mai!
Einspeiseprofile aus Süddeutschland
Solare und Wasserkraft-Einspeisung bei EnBW
0%
100%
200%
300%
400%
500%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Ek: Kleinwasserkraft
EV0: Solar
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
1.5.
2.5.
3.5.
4.5.
5.5.
6.5.
7.5.
8.5.
P/Pmittel→
t →
Einspeiseprofile aus Norddeutschland
Bei der Schleswig-Holstein Netz AG schaltet man die Sonne an und ausUrlaub in Schleswig-Holstein – vielleicht doch besser im Juni?
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
1.6.
2.6.
3.6.
4.6.
5.6.
6.6.
7.6.
P/Pmittel→
t →
0%
100%
200%
300%
400%
500%
1.6.
2.6.
3.6.
4.6.
5.6.
6.6.
7.6.
P/Pmittel→
t →
Einspeiseprofile aus Süddeutschland
Bei EnBW geht die Sonne immerhin schon stufenweise auf und unter
0%
100%
200%
300%
400%
500%
1.7.
2.7.
3.7.
4.7.
5.7.
6.7.
7.7.
P/Pmittel→
t →
Einspeiseprofile aus Südwestdeutschland
Bei SWL – auch gestuft – gibt es den meisten Sonnenschein erst im Juli
Lebach
bei Saar-
brücken
(weiter
westlich
geht es
kaum)
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
1.6.
2.6.
3.6.
4.6.
5.6.
6.6.
7.6.
P/Pmittel→
t →
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
1.1.
2.1.
3.1.
4.1.
5.1.
6.1.
7.1.
P/Pmittel→
t →
Einspeiseprofile aus Norddeutschland
»Rund« dagegen: Sonnenschein-Verlauf bei EWE im SommerKnapp, aber noch rund bei der Energieversorgung Weser-Ems im Winter
Also nichts mit eitel Sonnenschein –
die Energiewende braucht frischen Wind!
Ungewöhnliche Einspeiseprofile der ÜLZ:
Einspeiseprofile Unterfränkische Überlandzentrale eG, Lülsfeld (2019)
0%
35%
70%
105%
140%
175%
210%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Biomasse & KWK
0%
35%
70%
105%
140%
175%
210%
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Biomasse & KWK
Wind
0%
25%
50%
75%
100%
125%
150%
175%
25.1.
26.1.
27.1.
28.1.
29.1.
30.1.
31.1.
1.2.
2.2.
3.2.
4.2.
5.2.
6.2.
7.2.
P/Pmittel→
t →
Wind
Merkwürdige Einspeiseprofile der ÜLZ:
»Wasserkraftanlagen-Überschusseinspeisung« und »Aggregate«
0
10
20
30
40
50
60
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P/Pmittel→
t →
Einspeiseprofile Unterfränkische Überlandzentrale
eG, Lülsfeld
Wasser-Überfluss
Aggregate
0
10
20
30
40
50
60
1.1.
8.1.
15.1.
22.1.
29.1.
P/Pmittel→
t →
Einspeiseprofile Unterfränkische Überlandzentrale
eG, Lülsfeld (2019)
Wasser-Überfluss
Aggregate
0
10
20
30
40
50
60
1.6.
8.6.
15.6.
22.6.
29.6.
P/Pmittel→
t →
Einspeiseprofile Unterfränkische Überlandzentrale
eG, Lülsfeld (2019)
Wasser-Überfluss
Aggregate
Doch zu windig für die Wende –da
muss mehr Wasser auf die Mühlen!
Mal sehen, was die Natur zu bieten hat:
Tatsächliche gemessene Einspeiseprofile
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
https://transparency.entsoe.eu/generation/r2/installedGenerationCapacityAggregation/show
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Konventionelle Einspeisungen 2018
Kernenergie
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Konventionelle Einspeisungen 2018
Kernenergie
Braunkohle
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Konventionelle Einspeisungen 2018
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Konventionelle Einspeisungen 2018
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
Gas
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Konventionelle Einspeisungen 2018
Kernenergie
Braunkohle
Steinkohle
Gas
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Erneuerbare Einspeisungen 2018
Wasserkraft
Biomasse
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Erneuerbare Einspeisungen 2018
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
https://transparency.entsoe.eu/generation/r2/installedGenerationCapacityAggregation/show
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Erneuerbare Einspeisungen 2018
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Erneuerbare Einspeisungen 2018
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
24.6.
25.6.
26.6.
P→
t →
Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017
Wasserkraft
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
24.6.
25.6.
26.6.
P→
t →
Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
in der Woche des längsten Tages 2017 (Montag bis Sonntag)
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
24.6.
25.6.
26.6.
P→
t →
Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
24.6.
25.6.
26.6.
P→
t →
Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
24.6.
25.6.
26.6.
P→
t →
Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
24.6.
25.6.
26.6.
P→
t →
Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
Verbrauch
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
20.2.
21.2.
22.2.
23.2.
24.2.
25.2.
26.2.
27.2.
P→
t →
»Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017
Wasserkraft
Biomasse
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
20.2.
21.2.
22.2.
23.2.
24.2.
25.2.
26.2.
27.2.
P→
t →
»Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
20.2.
21.2.
22.2.
23.2.
24.2.
25.2.
26.2.
27.2.
P→
t →
»Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
20.2.
21.2.
22.2.
23.2.
24.2.
25.2.
26.2.
27.2.
P→
t →
»Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
20.2.
21.2.
22.2.
23.2.
24.2.
25.2.
26.2.
27.2.
P→
t →
»Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
Verbrauch
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
in der Woche mit der höchsten regenerativen Erzeugung (Mo. - So.)
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
18.12.
19.12.
20.12.
21.12.
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
P→
t →
Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017
Wasserkraft
Biomasse
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
18.12.
19.12.
20.12.
21.12.
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
P→
t →
Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
18.12.
19.12.
20.12.
21.12.
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
P→
t →
Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
18.12.
19.12.
20.12.
21.12.
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
P→
t →
Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
18.12.
19.12.
20.12.
21.12.
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
P→
t →
Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
Verbrauch
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
in der Woche des kürzesten Tages 2017 (Montag bis Sonntag)
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
16.1.
17.1.
18.1.
19.1.
20.1.
21.1.
22.1.
23.1.
P→
t →
»Grünstrom«-Minimum-Woche: 16. - 22. 01. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
16.1.
17.1.
18.1.
19.1.
20.1.
21.1.
22.1.
23.1.
P→
t →
»Grünstrom«-Minimum-Woche: 16. - 22. 01. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
16.1.
17.1.
18.1.
19.1.
20.1.
21.1.
22.1.
23.1.
P→
t →
»Grünstrom«-Minimum-Woche: 16. - 22. 01. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
16.1.
17.1.
18.1.
19.1.
20.1.
21.1.
22.1.
23.1.
P→
t →
»Grünstrom«-Minimum-Woche: 16. - 22. 01. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
Verbrauch
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
in der Woche mit der geringsten regenerativen Erzeugung (Mo. - So.)
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
am längsten Tag des Jahres
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
Längster Tag im Jahr: 21. 06. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
Längster Tag im Jahr: 21. 06. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
Längster Tag im Jahr: 21. 06. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
Längster Tag im Jahr: 21. 06. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
Verbrauch
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
am Tag mit der höchsten regenerativen Erzeugung
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
»Grünstrom«-Maximum-Tag: 22. 02. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
»Grünstrom«-Maximum-Tag: 22. 02. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
»Grünstrom«-Maximum-Tag: 22. 02. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
»Grünstrom«-Maximum-Tag: 22. 02. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
Verbrauch
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
am kürzesten Tag
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
Kürzester Tag im Jahr: 22. 12. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
Kürzester Tag im Jahr: 22. 12. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
Kürzester Tag im Jahr: 22. 12. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
Kürzester Tag im Jahr: 22. 12. 2017
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
Verbrauch
Tatsächliche Einspeisung in Deutschland
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
»Grünstrom«-Minimum-Tag: 11. 01. 2018
Wasserkraft
Biomasse
Solar
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
»Grünstrom«-Minimum-Tag: 11. 01. 2018
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
»Grünstrom«-Minimum-Tag: 11. 01. 2018
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
P→
t →
»Grünstrom«-Minimum-Tag: 11. 01. 2018
Wasserkraft
Biomasse
Solar
Wind
Summe
Verbrauch
am Tag mit der geringsten regenerativen Erzeugung
»Am 25. 01. 2019 hat die Kohlekommission beschlossen, 2038 aus der
Strom-Erzeugung mittels Kohlekraftwerken auszusteigen.
Einen Tag vorher, am 24. 01. 2019, hatte die Natur beschlossen, aus der
Windstrom-Erzeugung auszusteigen!«
(Prof. H. Alt, FH Aachen)
-60 €/MWh
-30 €/MWh
0 €/MWh
30 €/MWh
60 €/MWh
90 €/MWh
120 €/MWh
150 €/MWh
180 €/MWh
-5 GW
-3 GW
-1 GW
1 GW
3 GW
5 GW
7 GW
9 GW
11 GW
13 GW
15 GW
23.1.
24.1.
25.1.
26.1.
27.1.
28.1.
29.1.
30.1.
P→
t →
Import-Export-Bilanz Ende Januar 2017
Export
-60 €/MWh
-30 €/MWh
0 €/MWh
30 €/MWh
60 €/MWh
90 €/MWh
120 €/MWh
150 €/MWh
180 €/MWh
-5 GW
-3 GW
-1 GW
1 GW
3 GW
5 GW
7 GW
9 GW
11 GW
13 GW
15 GW
23.1.
24.1.
25.1.
26.1.
27.1.
28.1.
29.1.
30.1.
P→
t →
Import-Export-Bilanz Ende Januar 2017
Export
Import
-60 €/MWh
-30 €/MWh
0 €/MWh
30 €/MWh
60 €/MWh
90 €/MWh
120 €/MWh
150 €/MWh
180 €/MWh
-5 GW
-3 GW
-1 GW
1 GW
3 GW
5 GW
7 GW
9 GW
11 GW
13 GW
15 GW
23.1.
24.1.
25.1.
26.1.
27.1.
28.1.
29.1.
30.1.
Börsenpreis→
P→
t →
Import-Export-Bilanz Ende Januar 2017
Export
Import
Großhandelspreise
Export, Import, Börsenpreise an diesem Tag
Der Export geht zurück – aber nicht auf 0.Der Import lässt sich offenbar im Moment nicht mehr steigern.Na, so‘n Zufall: Der Börsenpreis erlebt an diesem Tag sein Jahreshoch!
Wind ist kaum von der Tageszeit abhängig
96 Mittelwerte über 1 Jahr, d. h. aus jeweils 365 Viertelstundenwerten
89%
91%
93%
95%
97%
99%
101%
103%
105%
107%
109%
111%
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
v/vmittel→
t →
Windleistung abhängig von der Tageszeit
2015
89%
91%
93%
95%
97%
99%
101%
103%
105%
107%
109%
111%
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
v/vmittel→
t →
Windleistung abhängig von der Tageszeit
2015
2016
89%
91%
93%
95%
97%
99%
101%
103%
105%
107%
109%
111%
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
v/vmittel→
t →
Windleistung abhängig von der Tageszeit
2015
2016
2017
89%
91%
93%
95%
97%
99%
101%
103%
105%
107%
109%
111%
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
v/vmittel→
t →
Windleistung abhängig von der Tageszeit
2015
2016
2017
2018
89%
91%
93%
95%
97%
99%
101%
103%
105%
107%
109%
111%
0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00
v/vmittel→
t →
Windleistung abhängig von der Tageszeit
2015
2016
2017
2018
Mittel
96 Mittelwerte über 2 Jahre, d. h. aus jeweils 721 Viertelstundenwerten96 Mittelwerte über 3 Jahre, d. h. aus jeweils 1096 Viertelstundenwerten96 Mittelwerte über 4 Jahre, d. h. aus jeweils 1461 Viertelstundenwerten
Einspeiseprofil Kleinwasserkraft
EGT Energie GmbH über das Jahr
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
P/Pmittel→
t →
Einspeiseprofil Wasser EGT über das Jahr
Wasserkraft
Band (Mittelwert)
Die zu betrachtenden Punkte sind:
1. Grundsätzliches
2. Betrachtung der Lastprofile:
Wann wird wo wieviel verbraucht?
3. Betrachtung der Einspeiseprofile:
Wann kann was wo »geerntet« werden?
4. Energiespeicher:
Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken
5. Folgerungen hieraus für die Energiewende
6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht:
Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-,
Speicher- und Spartechniken
7. Bilanz
Ich sprühe es auf jede Wand:
Viel mehr Speicher braucht das Land!
Doch woher nehmen und nicht stehlen?
• Bei ungetrübtem Sonnenschein trifft eine »Globalstrahlung« von gut
1 kW auf jeden Quadratmeter Erde.
• Das meiste davon ist Licht.
• Licht lässt sich direkt in elektrische Energie umwandeln.
• Der Wirkungsgrad ist bescheidenen (10% … 20%).
• Doch was soll’s? Fläche ist noch genug vorhanden!
• Prinzipiell reicht die auf ein Einfamilienhaus treffende
Sonnenstrahlung aus, um so viel Strom zu erzeugen wie in diesem
Haus verbraucht wird.
• Man müsste »nur« die elektrische Energie speichern können.
• Aber nicht nur am Tage für die Nacht, sondern auch im Sommer für
den Winter!
Dies gilt für die Speicher und für die Medien,
die hieraus Themen machen müssen!
Bei der DKE sind
• thermische Speicher für gewerbliche / industrielle Anwendungen
und
• thermische Speicher für private Anwendungen
zwei Themen.
Außerdem gibt es sowohl
• Pumpspeicherkraftwerke
als auch
• Lageenergiespeicher.
Damit die Studie voll wird…
»Desertec« hätte dieses Problem
zu umgehen geholfen
Doch eine der wenigen sinnvollen Ideen der Neuzeit
lässt man friedlich wieder einschlafen
Sparen wir mal über das Jahr an
So sammelt der »Solarteur«
0 MWh
10 MWh
20 MWh
30 MWh
40 MWh
50 MWh
60 MWh
70 MWh
80 MWh
90 MWh
100 MWh
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
W→
Tausende
t →
Kumulierte Einspeisung
Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE)
Messung (ENTSO-E)
Und so verbraucht dagegen ein Privat-Haushalt
0 MWh
10 MWh
20 MWh
30 MWh
40 MWh
50 MWh
60 MWh
70 MWh
80 MWh
90 MWh
100 MWh
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
W→
Tausende
t →
Kumulierte Einspeisung
Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE)
Messung (ENTSO-E)
Bedarf 25 Haushalte je 4000 kWh/a
0 MWh
10 MWh
20 MWh
30 MWh
40 MWh
50 MWh
60 MWh
70 MWh
80 MWh
90 MWh
100 MWh
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
W→
Tausende
t →
Kumulierte Einspeisung
Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE)
Messung (ENTSO-E)
Wind-Einspeisung Profil (EWE)
Messung (ENTSO-E)
Bedarf 25 Haushalte je 4000 kWh/a
0 MWh
10 MWh
20 MWh
30 MWh
40 MWh
50 MWh
60 MWh
70 MWh
80 MWh
90 MWh
100 MWh
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
W→
Tausende
t →
Kumulierte Einspeisung
Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE)
Messung (ENTSO-E)
Wind-Einspeisung Profil (EWE)
Messung (ENTSO-E)
Wasserkraft-Profil EGT
Bedarf 25 Haushalte je 4000 kWh/a
So sammelt der »Windmüller«So sammelt ein Kleinwasserkraftwerk
Ziehen wir davon das Lastprofil H0 ab
Dann muss der »Solarteur« Akku-Kapazität für fast 90 Tage vorhalten!
0 d
10 d
20 d
30 d
40 d
50 d
60 d
70 d
80 d
90 d
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
Speicherstand
Tagesverbräuche→
t →
Bilanz-Verlauf über das Jahr
Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE
Haushalt aus Sonne nach Messung (ENTSO-E)
Des »Windmüllers« Welt sieht besser aus – und hierzu komplementär
0 d
10 d
20 d
30 d
40 d
50 d
60 d
70 d
80 d
90 d
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
Speicherstand
Tagesverbräuche→
t →
Bilanz-Verlauf über das Jahr
Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE
Haushalt aus Sonne nach Messung (ENTSO-E)
Haushalt aus Wind nach Einspeiseprofil EWE
Haushalt aus Wind nach Messung (ENTSO-E)
0 d
10 d
20 d
30 d
40 d
50 d
60 d
70 d
80 d
90 d
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
Speicherstand
Tagesverbräuche→
t →
Bilanz-Verlauf über das Jahr
Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE
Haushalt aus Sonne nach Messung (ENTSO-E)
Haushalt aus Wind nach Einspeiseprofil EWE
Haushalt aus Wind nach Messung (ENTSO-E)
Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Einspeiseprofil
Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Messung
0 d
10 d
20 d
30 d
40 d
50 d
60 d
70 d
80 d
90 d
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
Speicherstand
Tagesverbräuche→
t →
Bilanz-Verlauf über das Jahr
Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE
Haushalt aus Sonne nach Messung (ENTSO-E)
Haushalt aus Wind nach Einspeiseprofil EWE
Haushalt aus Wind nach Messung (ENTSO-E)
Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Einspeiseprofil
Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Messung
Haushalt aus Wasserkraft nach Profil EGT
Mit 27% Sonne + 73% Wind reduziert sich der Akku-Bedarf auf 12 TageMit 100% Kleinwasserkraft wären es immerhin auch 23 TageIch sprühe es auf jede Wand: Energiemix braucht das Land!
Zweiter Versuch – zentraler Ansatz:
Versorgung aus Sonne, Wasser, Wind, Biogas
Mit Netz geht es ja wohl doch noch
etwas besser.
Wie viel Speicher braucht man dafür
dann insgesamt im Netz?
Zweiter Versuch – zentraler Ansatz:
Versorgung aus Sonne, Wasser, Wind, Biogas
2018 wurden dem Netz netto 509 TWh elektrische Energie entnommen.
Davon stammten 206 TWh aus regenerativen Quellen.
Also multiplizieren wir doch mal jeden Viertelstundenwert
jeder erneuerbaren Einspeisung mit 509/206.
Dann hätten wir 2018 in Deutschland 509 TWh/a regenerative Erzeugung
gehabt – bilanziell 100%. Nun können wir rechnen:
• Die Divergenzen der Viertelstundenwerte der Erzeugung
• minus die jeweiligen Einspeisungen derselben Viertelstunde
über das Jahr aufaddiert,
• ergibt eine zur »Ausglättung« benötigte Speicherkapazität von … ?
→
Wie viel Speicher bräuchte das Netz?
Stromverbrauch 2018 in Deutschland: 509 TWh
0 TWh
3 TWh
6 TWh
9 TWh
12 TWh
15 TWh
18 TWh
21 TWh
24 TWh
0 GW
20 GW
40 GW
60 GW
80 GW
100 GW
120 GW
140 GW
160 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Speicher für 100% »Grünstrom« (2018)
Verbrauch
0 TWh
3 TWh
6 TWh
9 TWh
12 TWh
15 TWh
18 TWh
21 TWh
24 TWh
0 GW
20 GW
40 GW
60 GW
80 GW
100 GW
120 GW
140 GW
160 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Speicher für 100% »Grünstrom« (2018)
Erzeugung
Verbrauch
0 TWh
3 TWh
6 TWh
9 TWh
12 TWh
15 TWh
18 TWh
21 TWh
24 TWh
0 GW
20 GW
40 GW
60 GW
80 GW
100 GW
120 GW
140 GW
160 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
W→
P→
t →
Speicher für 100% »Grünstrom«
(2018 – ohne Pumpspeicher)
Erzeugung
Verbrauch
Speicherstand 15 min
Jede regenerative Einspeisung mal 2,5 ergibt zusammen 509 TWhErfordert »nur« 14 TWh Speicherkapazität (entspricht 10 Tagessätzen)
0 TWh
3 TWh
6 TWh
9 TWh
12 TWh
15 TWh
18 TWh
21 TWh
24 TWh
0 GW
20 GW
40 GW
60 GW
80 GW
100 GW
120 GW
140 GW
160 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
W→
P→
t →
Speicher für 100% »Grünstrom«
(2018 – mit Pumpspeicher)
Erzeugung
Verbrauch
Speicherstand 15 min
Mit der gegebenen Pumpspeicherung sind es immer noch 14 TWh!
0 TWh
3 TWh
6 TWh
9 TWh
12 TWh
15 TWh
18 TWh
21 TWh
24 TWh
0 GW
20 GW
40 GW
60 GW
80 GW
100 GW
120 GW
140 GW
160 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
W→
P→
t →
Speicher für 100% »Grünstrom« (2017)
Erzeugung
Verbrauch
Speicherstand 15 min
Wie viel Speicher bräuchte das Netz?
Dabei war 2018 ein Glücksjahr: 2017 hätte 20 TWh erfordert!
Wie viel Speicher bräuchte das Netz?
Stromverbrauch 2016 in Deutschland: 481 TWh, Speicherbedarf 21 TWh
0 TWh
3 TWh
6 TWh
9 TWh
12 TWh
15 TWh
18 TWh
21 TWh
24 TWh
0 GW
20 GW
40 GW
60 GW
80 GW
100 GW
120 GW
140 GW
160 GW
1.1.
31.1.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
W→
P→
t →
Speicher für 100% »Grünstrom« (2016)
Erzeugung
Verbrauch
Speicherstand 15 min
Wie viel Speicher bräuchte das Netz?
Stromverbrauch 2015 in Deutschland: 481 TWh, Speicherbedarf 23 TWh!
0 TWh
3 TWh
6 TWh
9 TWh
12 TWh
15 TWh
18 TWh
21 TWh
24 TWh
0 GW
20 GW
40 GW
60 GW
80 GW
100 GW
120 GW
140 GW
160 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
W→
P→
t →
Speicher für 100% »Grünstrom« (2015)
Erzeugung
Verbrauch
Speicherstand 15 min
Welche Speicher taugen dafür denn nicht?
Thermische Speicher:
Nachtspeicherheizungen
wären beinahe komplett verboten worden.
Auch im Bestand.
Ganz kurz davor durften sie wieder auferstehen.
Unter der Bezeichnung »Energiespeicher«.
Zur Rettung der Energiewende.
»Zusätzlich wurden 16 Familienhäuser mit dezentralen Stromspeichern
ausgestattet. Teilweise waren das Nachtspeicheröfen …«
(http://hd.welt.de/Wirtschaft-edition/article163730226/Einmal-Energiewende-
und-zurueck.html)
Thermische Speicher:
Nachtspeicherheizungen
sind
zu-
nächst
einmal
Strom-
fresser
erster
Güte!
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
0 MWh/a
1 MWh/a
2 MWh/a
3 MWh/a
4 MWh/a
5 MWh/a
6 MWh/a
7 MWh/a
8 MWh/a
9 MWh/a
10 MWh/a
11 MWh/a
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
Anteil
E-Heizungen→
Verbrauch→
Jahr →
Stromverbrauch privater Haushalte
Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen ohne elektrische Heizung
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
0 MWh/a
1 MWh/a
2 MWh/a
3 MWh/a
4 MWh/a
5 MWh/a
6 MWh/a
7 MWh/a
8 MWh/a
9 MWh/a
10 MWh/a
11 MWh/a
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
Anteil
E-Heizungen→
Verbrauch→
Jahr →
Stromverbrauch privater Haushalte
Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen mit elektrischer Heizung
Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen ohne elektrische Heizung
sind
zu-
nächst
einmal
Strom-
fresser
erster
Güte –
zum
Glück
auf
dem
Rück-
zug!
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
0 MWh/a
1 MWh/a
2 MWh/a
3 MWh/a
4 MWh/a
5 MWh/a
6 MWh/a
7 MWh/a
8 MWh/a
9 MWh/a
10 MWh/a
11 MWh/a
1991
1993
1995
1997
1999
2001
2003
2005
2007
2009
2011
2013
2015
2017
Anteil
E-Heizungen→
Verbrauch→
Jahr →
Stromverbrauch privater Haushalte
Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen mit elektrischer Heizung
Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen ohne elektrische Heizung
Anteil der Haushalte mit elektrischer Heizung
Thermische Speicher:
Nachtspeicherheizungen
Merke:
• Pumpspeicherkraftwerke verwandeln elektrische Energie in
potenzielle und bei Bedarf wieder zurück in elektrische.
• »Chemische Speicher« verwandeln elektrische Energie in
chemische und bei Bedarf wieder zurück in elektrische.
• »Kinetische Speicher« verwandeln elektrische Energie in kinetische
und bei Bedarf wieder zurück in elektrische.
• »Thermische Speicher« verwandeln elektrische Energie in Wärme –
und … ?
Bei Desertec war das mal so gedacht – aber Nachtspeicherheizungen?
Thermische Speicher:
Nachtspeicherheizungen
sind wie der Einsatz von Möbeln als Brennholz.
Man sagt doch auch nicht bei Holz-Überschuss (z. B. nach Kyrill):
»Wir wandeln das Holz in Möbel um.
Die Möbel können wir gut in Möbelhäusern zwischenlagern, und bei
Holzmangel verfeuern wir dann die Möbel!«
Es sei denn, man lebt vielleicht in Norwegen:
 Viele Berge,
 »schlechtes« Wetter,
 dünne Besiedlung
→ 98% Wasserkraft.
Dort sind Nachtspeicherheizungen grün!
– immer noch ein teurer Spaß!
Chemische Speicher: Akkumulatoren
Marktübersicht Kosten von Solarstromspeichern 2018 spezifische Preise für
Hersteller Typ Kapazität Masse Dichte Zyklen Preis Kapazität Durchsatz
Hoppecke OPzV 4 sunpower VR L 250 0,50 kWh 18,3 kg 27,3 Wh/kg 1680 185 € 370 €/kWh 22,0 ct/kWh
Hoppecke OPzV 5 sunpower VR L 310 0,62 kWh 22,5 kg 27,6 Wh/kg 1680 199 € 321 €/kWh 19,1 ct/kWh
Hoppecke OPzV 6 sunpower VR L 370 0,74 kWh 26,5 kg 27,9 Wh/kg 1680 239 € 323 €/kWh 19,2 ct/kWh
Hoppecke OPzV 5 sunpower VR L 420 0,84 kWh 29,9 kg 28,1 Wh/kg 1680 265 € 315 €/kWh 18,8 ct/kWh
Hoppecke OPzV 6 sunpower VR L 750 1,50 kWh 48,7 kg 30,8 Wh/kg 1250 349 € 233 €/kWh 18,6 ct/kWh
Hoppecke Sun powerpack classic 5.5/24 5,50 kWh 195,0 kg 28,2 Wh/kg 1250 1.998 € 363 €/kWh 29,1 ct/kWh
Hoppecke Sun powerpack classic 11.0/48 11,00 kWh 370,0 kg 29,7 Wh/kg 1250 2.998 € 273 €/kWh 21,8 ct/kWh
Akasol neeoBASIX 6.5 6,50 kWh 120,5 kg 53,9 Wh/kg 5000 6.790 € 1045 €/kWh 20,9 ct/kWh
Akasol neeoBASIX 13 13,00 kWh 165,0 kg 78,8 Wh/kg 5000 9.990 € 768 €/kWh 15,4 ct/kWh
Axitec AXIstorage Li 7s 6,80 kWh 98,0 kg 69,4 Wh/kg 5280 5.990 € 881 €/kWh 16,7 ct/kWh
Axitec AXIstorage Li 9s 8,50 kWh 100,0 kg 85,0 Wh/kg 5280 6.990 € 822 €/kWh 15,6 ct/kWh
Axitec AXIstorage Li 9s 25,50 kWh 300,0 kg 85,0 Wh/kg 5280 20.490 € 804 €/kWh 15,2 ct/kWh
LG Chem Solax Battery 6.5 kWh 6,50 kWh 52,0 kg 125,0 Wh/kg 4800 4.257 € 655 €/kWh 13,6 ct/kWh
LG Chem RESU 6.5 7,00 kWh 52,0 kg 134,6 Wh/kg 2920 3.590 € 513 €/kWh 17,6 ct/kWh
LG Chem RESU 10 9,80 kWh 70,0 kg 140,0 Wh/kg 2920 4.690 € 479 €/kWh 16,4 ct/kWh
Pylon Technologies Co., Ltd. US2000 Plus 2,40 kWh 24,0 kg 100,0 Wh/kg 4050 1.180 € 492 €/kWh 12,1 ct/kWh
Pylon Technologies Co., Ltd. US2000 B 4,80 kWh 48,0 kg 100,0 Wh/kg 4050 2.508 € 523 €/kWh 12,9 ct/kWh
Pylon Technologies Co., Ltd. US2000 Plus 12,00 kWh 120,0 kg 100,0 Wh/kg 4050 6.048 € 504 €/kWh 12,4 ct/kWh
Victron Energy Lithium HE Batterie 24V 200Ah 4,80 kWh 28,6 kg 167,8 Wh/kg 1600 4.186 € 872 €/kWh 54,5 ct/kWh
BYD B-BOX L 3.5 3,50 kWh 65,0 kg 53,8 Wh/kg 2920 2.029 € 580 €/kWh 19,9 ct/kWh
BYD B-BOX L 7.0 7,00 kWh 108,0 kg 64,8 Wh/kg 2920 3.756 € 537 €/kWh 18,4 ct/kWh
BYD B-BOX L 10.5 10,50 kWh 151,0 kg 69,5 Wh/kg 2920 5.483 € 522 €/kWh 17,9 ct/kWh
BYD B-BOX L 14.5 14,00 kWh 194,0 kg 72,2 Wh/kg 2920 7.210 € 515 €/kWh 17,6 ct/kWh
Minima 0,50 kWh 18,3 kg 27,3 Wh/kg 1250 185 € 233 €/kWh 12,1 ct/kWh
7,10 kWh 104,7 kg 67,8 Wh/kg 3147 4.410 € 621 €/kWh 17,6 ct/kWh
Maxima 25,50 kWh 370,0 kg 167,8 Wh/kg 5280 20.490 € 1045 €/kWh 54,5 ct/kWh
Mittelwerte
In Deutschland gibt es mittlerweile 100000 »Solarstromspeicher«.
Eine mittlere Kapazität von z. B. 10 kWh angenommen,
können diese also alle miteinander 1 GWh speichern
(und kosten ≈ 6000 € pro Stück).
Leider stellt die gesamte Speicherkapazität von 1 GWh
im Verhältnis zu dem gesuchten Saisonalspeicher von 20 TWh
nur einen Tropfen auf den heißen Stein dar.
Die gegenwärtige Anzahl der »Solarspeicher« muss also noch um den
Faktor 20000 vergrößert werden, um hiermit das Kernproblem der
Energiewende – den Saisonalspeicher – zu lösen.
Eine Lösung mittels Akkumulatoren würde also
20000 * 100000 * 6000 € = 12 Billionen € kosten!
Macht 200000 € je Bundesbürger. Nun ja…
Chemische Speicher: Akkumulatoren
gäben technisch die beste Lösung ab, aber:
»2014 stellte die Robert Bosch GmbH an einem Windpark einen
stationären Speicher mit einer Gesamtkapazität von 3,4 MWh auf«.
Dieser ersetzt einen einzigen Windgenerator für gerade mal eine Stunde.
Die Folgen einer 4 Tage dauernden Flaute werden dadurch lediglich
um 1% gemildert – für diese eine einzige »Windmühle«.
Auf den gesamten Windpark bezogen sind wir schon wieder bei der
Homöopathie angelangt:
Eine Flaute verkürzt sich hierdurch (rechnerisch) um etwa eine Minute.
Chemische Speicher – »Großspeicher«
Pressemeldung 1:
»Im Sommer wird der weltweit erste modulare Batteriegroßspeicher mit
einer Leistungsklasse von 5 MWh in Aachen gebaut, gefördert mit rund
1,3 Millionen Euro, ≈ 1/5 der Investitionssumme«.
Damit kostet die Kapazität hier ≈ 1300 €/kWh
(u. a. wegen der 20-jährigen Garantie).
Unsere 20 TWh würden also 4 Millionen »Aachener Speicher« zu
je 6,5 Millionen Euro erfordern!
»Jetzt soll die Anlage profitabel betrieben werden können«.
Das klingt wie eine Herausforderung.
Und die Bezeichnung »Großspeicher« relativiert sich.
Chemische Speicher – »Großspeicher«
Pressemeldung 2:
Unsere 20 TWh würden also 4 Millionen »Aachener Speicher« zu je 6,5
Millionen Euro erfordern!
»Jetzt soll die Anlage profitabel betrieben werden können«.
Das klingt wie eine Herausforderung.
So jedenfalls nennt man das auf Neudeutsch, wenn etwas praktisch
nicht geht und dann auch noch theoretisch unmöglich ist.
Während für das Laden und Entladen auch noch Netzentgelte anfallen.
Damit wird der profitable Betrieb in der Tat zu einer Herausforderung in
diesem Sinne.
Und die Bezeichnung »Großspeicher« relativiert sich.
Chemische Speicher – »Großspeicher«
Pressemeldung 2:
»Jetzt soll die Anlage profitabel betrieben werden können«.
Das klingt wie eine Herausforderung.
So jedenfalls nennt man das auf Neudeutsch, wenn etwas praktisch
nicht geht und dann auch noch theoretisch unmöglich ist.
Während für das Laden und Entladen auch noch Netzentgelte anfallen.
Damit wird der profitable Betrieb in der Tat zu einer Herausforderung in
diesem Sinne.
Und die Bezeichnung »Großspeicher« relativiert sich.
Chemische Speicher – »Großspeicher«
Pressemeldung 2:
Pressemeldung 3 – Text:
»Bisher gibt es kaum konkrete Anwendungsfälle für Großspeicher. Ich
sehe kein einziges Geschäftsmodell für Großspeicher im Netz, für das es
nur die Chance gibt, sich zu rechnen«.
(https://epaper.vdi-nachrichten.com/#/issue/1315250619/reading/article/13152506196179090)
Chemische Speicher – »Großspeicher«
Pressemeldung 3 – Überschrift:
2018 errichtete EWE eine Anlage mit
• einem Lithium-Ionen-Akkumulator 2,5 MWh mit 7,5 MW Leistung,
• einem Natrium-Schwefel-Akku 20,0 MWh mit 4,0 MW Leistung.
Dafür bezahlte EWE 3 Millionen Euro.
Weitere 24 Millionen Euro kamen von einer japanischen Wirtschafts-
förderungsbehörde.
(https://www.pv-magazine.de/2018/11/01/115-megawatt-speicher-in-varel-in-betrieb-genommen)
Damit kostet die Kapazität hier immer noch ≈ 1300 €/kWh,
genau wie 3 Jahre zuvor bei dem Speicher in Aachen.
Chemische Speicher – »Großspeicher«
Pressemeldung 4:
Das neueste und größte deutsche Pumpspeicherkraftwerk in Goldisthal
kann 8 Stunden lang 1060 MW in das Netz zurückgeben.
Es soll etwa 693 Millionen Euro gekostet haben.
Man hätte auch 333 Stück vorgenannter Akku-Anlagen errichten können.
Diese hätten dann etwa 8 Milliarden Euro gekostet.
Dafür hätte man allerdings auch mehr bekommen:
• Die Gesamtleistung hätte um 3,8 GW (statt »nur« 1,06 GW) gelegen.
• Akkuspeicher können prinzipiell innerhalb von Millisekunden
zwischen Lade- und Rückspeisemodus wechseln
(Goldisthal dagegen lobt sich schon, innerhalb von 90 s vom vollen
Pump- in den vollen Generatorbetrieb wechseln zu können).
• Außerdem erreichen Akkuspeicher höhere Wirkungsgrade.
Chemische Speicher – »Großspeicher«
Pressemeldung 4 – Vergleich:
Elektrolyse – Lagerfähigkeit von Gas –
Wasserstoff hat eine hohe Energiedichte!
Hat Wasserstoff eine hohe Energiedichte?
Ja:
 Energiedichte von Wasserstoff: 39,39 kWh/kg
 Energiedichte von Erdöl, Erdgas: 10 kWh/kg … 14 kWh/kg
Nein:
 Energiedichte von Wasserstoff: 3,54 kWh/m³
 Energiedichte von Erdgas: 7,0 kWh/m³ … 11,6 kWh/m³
Elektrolyse »PtG« (Power to Gas –
und wieder zurück mittels Brennstoffzelle!)
 Wasserstoff auf 200 bar zu verdichten kostet – netto, d. h. isotherm
und ohne die Verluste im Kompressor – 4,2% des H2-Brennwerts.
 Durch die Kompression steigt die Energiedichte auf ≈ 0,7 kWh/l.
 Das ist nur ungefähr 1/15 von z. B. Dieselkraftstoff / Heizöl.
Der »echt-autarke Solarteur« benötigt also zur Vollversorgung seines
Einfamilienhauses
• Solarzellen,
• einen Elektrolyseur,
• einen Kompressor,
• ein Brennstoffzellen-Kraftwerk,
• einen für 200 bar zugelassenen Druckbehälter von 1225 m³ Inhalt –
mindestens das Doppelte des damit versorgten Einfamilienhauses!
Elektrolyse »PtG« (Power to Gas –
und wieder zurück mittels Brennstoffzelle!)
Wirkungsgrad Elektrolyseur: ≈ 75%;
Wirkungsgrad Brennstoffzelle: ≈ 60%;
→ dieser Kreislauf insgesamt: ≈ 45%.
Dann lieber doch den Wasserstoff in das bestehende Gasnetz
einspeisen – ökologisch heizen mit »Solargas«.
Das heißt:
Durch Strom, der mit 12 ct/kWh vergütet wurde,
mit einem Wirkungsgrad von 45% einen Brennstoff ersetzen,
den man für 6 ct/kWh bekommt.
Man kann es auch so formulieren:
»Warum gießen Sie denn Wasser auf Ihr Blumenbeet?
Sekt tut es doch auch!«
Biogas – regenerativ und doch lagerfähig!
Zumindest in Grenzen – siehe Wasserstoff
• Doch Biogas ist Brennstoff, keine elektrische Energie, also gerade so
lagerfähig wie jeder andere Brennstoff auch.
• Biogas besteht zu etwa 40% bis 75% aus Methan (CH4).
• Fast der gesamte Rest ist CO2, also Ballast.
• Biogas sollte zur Stromerzeugung mit Gasmotoren dienen – während
man Erdgas getrost weiter zum größten Teil »verheizen« darf.
• Ebenso gut ließe sich umgekehrt verfahren, was zum Teil (in großen
Gebäuden) auch geschieht.
• Aber Biogas entsteht nun mal »auf‘m platten Land«, wo kaum Markt für
Wärme vorhanden ist.
• Biogas lässt sich durch einen aufwändigen Prozess dem Erdgas
angleichen, bis es mit diesem »kompatibel« ist (»Bio-Erdgas«).
Der große Durchbruch ist das allerdings auch wieder nicht.
Biogas – regenerativ und doch lagerfähig!
Zumindest in Grenzen – siehe Wasserstoff
Aber warum eigentlich nicht?
Denn:
• Der Strombedarf Deutschlands wurde 2017 zu 7,3% von Biogas-
Anlagen gedeckt.
• Dem gegenüber hätte uns eine Speicherkapazität von »nur« 3,8% des
Jahresbedarfs über sämtliche Dunkelflauten gerettet.
• Würde man also das Biogas nicht direkt am Ort (und zur Zeit) der
Entstehung dezentral in Gasmotoren verfeuern,
• sondern komprimieren und zur Zeit des Bedarfs zentral in großen
GuD-Anlagen einsetzen,
wäre unser Speicherproblem gelöst!
Aber diese Lösung wird eben nicht subventioniert.
Potenzielle / Lageenergie – Realteil:
Stauwasserkraft – regenerativ und lagerbar!
Rechnen wir doch einmal nach:
Auf dem Berg liegt ein See mit einem Speichervolumen von z. B. 1 km³,
z. B. 10 km lang, 10 km breit und 10 m tief.
Dieser enthält 109 t = 1012 kg Wasser.
Da 1 kg Wasser ≈ 10 N wiegt, wiegt der Inhalt des Stausees 1013 N.
Liegt dieser 100 m oberhalb des abfließenden Gewässers, entsteht beim
Entleeren des Stausees eine mechanische Energie von
1013 N * 100 m = 1015 Nm = 1015 J = 1 PJ.
Mit einem Wirkungsgrad von 70% ergibt das 200 GWh elektrisch.
Von wegen dezentral: Die größten Kraftwerke
der Welt sind Stauwasserkraftwerke!
Das größte Kraftwerk der Welt ist das Drei-Schluchten-Projekt in China.
Es entspricht rund 15 Mal dem Kernkraftwerk Brokdorf!
Wasserstrom: im Mittel 32500 m³/s, max. 113000 m³/s
Nenn-Höhenunterschied: 113 m
Theoretisches Potenzial brutto: 127 GW
Tatsächliche elektrische Leistung: »nur« 18,2 GW (Januar ≈ 4 GW)
Also fließt zu Spitzenzeiten ein Teil des Wassers ungenutzt vorbei.
Stauvolumen: 39,3 km³ (Bodensee: 48 km³)
Speicher für 12 TWh, also fast 1 Monat Volllast-Betrieb!
Hier steht ein gigantisches Stück Energiewende – wenn auch von
Umweltschützern vielfach kritisiert.
Dabei war der Anlass zum Bau ursprünglich der Hochwasserschutz.
Von wegen dezentral: Die größten Kraftwerke
der Welt sind Stauwasserkraftwerke!
Für Jahrzehnte hielt das Wasserkraftwerk von Itaipú zwischen Brasilien
und Paraguay den Rekord als größtes Kraftwerk der Welt (14 GW).
Jahresproduktion: 103 TWh – mehr als in den 3 Schluchten!
Entsprechend 10 KKW oder 18% des deutschen Stromverbrauchs!
Damit ist eigentlich Itaipú noch immer das größte Kraftwerk der Welt.
Wasserstrom: max. 62200 m³/s, jedoch zur Spitzenzeit nur 12% genutzt.
Bis zu 88% fließen über die Staumauer.
Mittlere Auslastung der Turbinen: 80%:
Die Betriebsweise entspricht der eines Grundlastkraftwerks (Bandlast).
Das Speichervolumen von 29 km³ (15 TWh) reicht mithin für ≈ 45 Tage.
Auch wenn Grundlaststrom (in Deutschland) nur 3 ct/kWh wert ist,
beschert das Kraftwerk den Betreibern einen Umsatz von 93 €/s.
Itai-Puh! Das nennt man »cash flow«!
Potenzielle / Lageenergie – Realteil:
Stauwasserkraft – regenerativ und lagerbar!
Stromverbrauch 2014 in der Schweiz: 57,5 TWh.
In die Stauwasserkraftwerke + Pumpspeicherkraftwerke passen 8,8 TWh.
Dies entspricht also dem Bedarf von fast 56 Tagen!
Gebraucht würden für 100% Wasserkraft aber doppelt so viel.
Warum denn das, wenn für Deutschland 15 Tage reichen würden?
Deutschland verlässt sich auf Wind – passt besser zum Lastprofil.
Laufwasserkraft 25,9%
Stauwasserkraft 33,7%
Kernkraft 31,7%
konventionell 2,7%
erneuerbar 2,0%
Sonstige Erneuerbare 4,0%
Thermische Erzeugung
(mit Fernwärme)
Stromproduktion in der Schweiz 2017
Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke
sind »bidirektionale Stauwasserkraftwerke«
Durch die »Energiewende« steigt der Bedarf nach Speicherkapazität.
Die EU hat daher die Potenziale für Pumpspeicherkraftwerke weiträumig
untersuchen lassen.
Die Studie stellte ein »riesiges Potenzial« von etwa 2,3 TWh fest, das in
der EU, in Norwegen und der Schweiz noch erschlossen werden könnte.
Davon allerdings mehr als die Hälfte eben in Norwegen.
Dies muss jedoch als eine sehr ernüchternde Bilanz angesehen werden:
Allein die Schweizer Stauwasserkraftwerke speichern 4 Mal so viel
Energie wie man in der gesamten EU als Pumpspeicher-Potenzial sieht!
In deutschen Pumpspeicherkraftwerken lassen sich nur 40 GWh lagern.
Damit könnte nur 1/12 Deutschlands etwa 6 Stunden versorgt werden
(oder das ganze Land für nur 1/2 Stunde, wäre die Leistung installiert).
Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke
sind viel kleiner als Stauwasserkraftwerke
Wie kann es denn dann sein, dass Stauwasserkraftwerke so viel,
Pumpspeicherkraftwerke aber so wenig Speicherkapazität erbringen?
• Dies kann damit zusammenhängen, dass immer ein passendes Paar
Seen gefunden werden muss (Entfernung, Höhendifferenz,
Umgebungsbedingungen … nur nicht die Natur verändern, um
natürliche Energie zu gewinnen!).
• Oftmals muss (mindestens) einer der Seen erst gegraben werden.
• Solche Fälle wurden wahrscheinlich nicht als »Potenziale« gezählt.
Der Aufwand ist unverhältnismäßig viel höher als beim Aufstauen eines
natürlichen Fließgewässers in einem natürlich vorhandenen Tal.
Übrigens: Norwegen verfügt über kein einziges Pumpspeicherkraftwerk,
denn dort, wo immer genügend Wasser von oben nach unten fließt,
muss man niemals Wasser von unten nach oben pumpen.
Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke
Sehr viel ist das in Deutschland zur Zeit nicht wirklich …
-10 GW
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
90 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland 2017
Erzeugung ohne Psp.
turbinieren
pumpen
Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke
… und dennoch ein wichtiger Beitrag zur Stabilität!
-10 GW
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
90 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland 2017
Erzeugung mit Psp.
turbinieren
pumpen
Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke
… und dennoch ein wichtiger Beitrag zur Stabilität!
-10 GW
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
90 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland 2017
Verbrauch ohne Psp.
turbinieren
pumpen
Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke
… und dennoch ein wichtiger Beitrag zur Stabilität!
-10 GW
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
90 GW
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
P→
t →
Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland 2017
Verbrauch mit Psp.
turbinieren
pumpen
Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke
Im passenden Maßstab erkennt man eher die Wirksamkeit
-10 GW
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
90 GW
1.3.
3.3.
5.3.
7.3.
9.3.
11.3.
13.3.
15.3.
17.3.
19.3.
21.3.
23.3.
25.3.
27.3.
29.3.
31.3.
P→
t →
Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland
im März 2017
Erzeugung ohne Psp. Erzeugung mit Psp.
Verbrauch ohne Psp. Verbrauch mit Psp.
Laufwasser Stauwasser
turbinieren pumpen
Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke
Im passenden Maßstab erkennt man eher die Wirksamkeit
-10 GW
0 GW
10 GW
20 GW
30 GW
40 GW
50 GW
60 GW
70 GW
80 GW
90 GW
1.1.
2.1.
3.1.
4.1.
5.1.
6.1.
7.1.
P→
t →
Pumpspeicher-Einsatz Anfang 2017
Erzeugung ohne Psp. Erzeugung mit Psp.
Verbrauch ohne Psp. Verbrauch mit Psp.
Laufwasser Stauwasser
turbinieren pumpen
Potenzielle / Lageenergie – Imaginärteil:
ARES – Advanced Rail Energy Storage
Ein großes Gewicht wird auf Eisenbahngleisen einen Berg hinauf
gezogen und wieder herab rollen gelassen.
Bekanntlich vollführt ein einziger ICE3-Triebzug diese Lade-Entlade-
Übung auf einer einzigen Fahrt von Köln nach Frankfurt mehrere Male.
Und etwa 1 MWh ist aufzuwenden,
• um einen Güterzug von 1200 t Gesamtmasse
• eine 300 m hohe Steigung hinauf zu befördern.
Um das Pumpspeicherkraftwerk von Goldisthal zu ersetzen, müsste man
also 8000 solcher Züge auf dem Berg abstellen.
Das Argument für ARES lautet dann natürlich, wie immer, wenn etwas
unwirtschaftlich ist: Arbeitsplätze!
https://www.aresnorthamerica.com →
Potenzielle / Lageenergie – Imaginärteil:
ARES – Advanced Rail Energy Storage
382 Mannjahre Arbeit werden benötigt, um 1 GW zu installieren.
Die Kosten lägen damit um 30 Mio. €. Dies würde jedoch bedeuten, dass
• 100 Güterzüge
• zu je 1000 t
• mit einer Geschwindigkeit von 36 km/h
• eine Steigung von 10% hinauf gezogen werden müssten
bzw. herab rollen müssten.
• Für 1 h Betriebszeit erfordert dies also
• eine Gleisstrecke von 3600 km.
• Die erforderlichen 30000 Güterwagen würden aber schon
• um 3 Milliarden Euro kosten!
Ach ja, und einen Berg mit Durchmesser 72 km an der Basis und 3600 m
Höhe brauchen wir auch noch.
Potenzielle / Lageenergie – Imaginärteil
aus Wasser: Ringwallspeicher
Ach was,
ein neues
Mittelgebirge
lässt sich
doch bei
Bedarf auch
künstlich
aufschütten!
Schon haben
wir das neue
Pump-
speicher-
kraftwerk!
Potenzielle / Lageenergie – Imaginärteil
aus der Erde: Stülpmembranspeicher
Der »Solarteur« muss
in seinem Garten ein
Loch graben:
30 m Durchmesser,
200 m tief.
Wenn der Garten so
groß nicht ist:
10 m Durchmesser,
1800 m tief.
Aber wenigstens gibt‘s
als Nebenprodukt
Geothermie. (www.poppware.de/Stuelpmembranspeicher/St
uelpmembranspeicher_Aufbau_fbg.png)
Potenzielle / Lageenergie Imaginärteil:
STENSEA – Stored Energy in the Sea
Eine Betonkugel mit 3 m
Durchmesser wird im Bodensee
versenkt, um mit überschüssiger
Windenergie Luft hinein zu
pumpen, das Wasser heraus zu
drängen und bei Strombedarf
wieder einströmen zu lassen.
Das ist Hubarbeit: Der
Wasserspiegel des Bodensees
hebt sich dabei um 28 nm.
Der Bodensee ist 250 m tief.
Die Kugel hat ein Volumen von
etwa 14 m³ (14 t Wasser).
Das ergibt einen Speicher mit
brutto 9,5 kWh (mechanisch).
Potenzielle / Lageenergie Imaginärteil:
STENSEA – Stored Energy in the Sea
»Den IWES-Forschern zufolge wäre dies eine Möglichkeit, Strom direkt
in der Nähe von Offshore-Windparks zwischenzuspeichern.«
Doch warum sollen die Speicher unbedingt in der Nähe der Windparks
angeordnet werden?
Die Leitungswege dazwischen sind doch das geringste Problem und der
kleinste Verlustfaktor des Ganzen.
Offshore-Windparks in 250 m Wassertiefe sind »eine Herausforderung«.
Gemäß einer anderen Quelle »entwickelten die Forscher einen
Hohlkugelspeicher aus Beton mit einem Durchmesser von 30 m und
einer Kapazität von 20 MWh.«
Dies erfordert eine Tiefe von 525 m (brutto; bei 100% Wirkungsgrad).
Potenzielle / Lageenergie Imaginärteil:
STENSEA – Stored Energy in the Sea
Tiefe laut
www.energiesystemtechnik.iwes.
fraunhofer.de/de/projekte/suche
/laufende/stensea-storing-
energy-at-sea.html
23 m
525 m
Tiefe laut
http://windmonitor.iwes.fraunhofer
.de/windmonitor_de/4_Offshore/2_t
echnik/4_Kuestenentfernung_und_
Wassertiefe
Potenzielle / Lageenergie Imaginärteil:
STENSEA – Stored Energy in the Sea
Die durchschnittliche Wassertiefe der in 2015 zugebauten Anlagen
betrug jedoch nur 23,6 m.
Und um die Speicherkapazität des Pumpspeicherkraftwerks von
Goldisthal zu erreichen, müssten 10000 Kugeln versenkt werden.
Das Pumpspeicherkraftwerk von Goldisthal soll 693 Millionen Euro
gekostet haben.
Sollte es gelingen, für je 69300 Euro je eine Kugel zu versenken, so wäre
dieses neuartige Pumpspeicherkraftwerk (denn nichts Anderes ist es)
»nur noch« so teuer wie ein herkömmliches.
Und wie kommt eigentlich die Luft in die Kugeln?
Wird diese komprimiert an Land gelagert?
Sonst haben wir nämlich wieder 50% Kompressions-Verluste.
Kinetische Energie:
Rotierende Schwungmassen
Gedanken-Experiment:
• Die Statorwicklung im
KKW Olkiluoto (1,8 GW)
sei über einen
Umrichter ans Netz
angeschlossen.
• Der Antrieb fiele
schlagartig weg, der
Generator liefe aus und
lieferte während
dessen noch die volle
elektrische Leistung.
Wie lange würde es bis
zum Stillstand dauern? www.tvo.fi/uploads/julkaisut/tiedostot/ydinvoimalayks_OL3_ENG.pdf
Und das, obwohl …
Knapp eine Sekunde lang könnte die kinetische
Energie der Schwungmasse das Kraftwerk ersetzen!
0 l
20 l
40 l
60 l
80 l
100 l
120 l
140 l
160 l
180 l
200 l
0 kJ
20 kJ
40 kJ
60 kJ
80 kJ
100 kJ
0 bar 50 bar 100 bar 150 bar 200 bar
V→
W→
p →
W V
»CAES« (compressed air energy storage):
Druckluftspeicher
Kompression von 200 l Luft
auf ein Volumen von 1 l
(von 1 bar auf 200 bar)
»CAES« (compressed air energy storage):
Druckluftspeicher geben nicht viel her
1 m³ Luft kann bei 200 bar also 107 MJ ≈ 30 kWh speichern.
Damit ist das erforderliche Volumen etwa 10 Mal so groß wie das für
einen entsprechenden Li-Ionen-Akkumulator.
 Der Vorteil des Druckluftspeichers ist zwar: Der Inhalt kostet nichts.
 Der Nachteil ist jedoch: Der Druckbehälter muss es »ganz schön in
sich haben«.
Daher denkt man an die Nutzung unterirdischer Erdgas-Kavernen.
Etwa 700 Befüllungen mit Druckluft entsprächen dem Energiegehalt des
zuvor abgebauten Erdgases.
Allerdings stellt dieser Vergleich eine Gleichsetzung chemischer mit
mechanischer Energie dar.
Das muss dazu, wie immer, erwähnt werden, denn die Umwandlungs-
Wirkungsgrade in elektrische Energie unterscheiden sich sehr.
»CAES« (compressed air energy storage):
Druckluftspeicher – viel bleibt auf der Strecke
Luft erwärmt sich durch die Kompression.
 Die Wärmekapazität cV von Luft für den Fall konstanten Volumens ist
etwa 1,4 Mal so groß wie die Wärmekapazität cp für konstanten Druck.
 Luft kühlt sich wieder ab, und die Wärme verteilt sich in der
Umgebung.
 Nutzt man nun den Restdruck des abgekühlten Gases zur Gewinnung
mechanischer Energie, dann kühlt es sich nochmals ab.
 Das begrenzt den erreichbaren Wirkungsgrad auf kaum über 50%.
 Die Verluste des Kompressors und seines Antriebsmotors sind darin
noch nicht berücksichtigt.
»CAES« (compressed air energy storage):
Druckluftspeicher sind keine Idee der Neuzeit
Die einzige Anlage dieser Art wurde 1978 in Huntorf bei Elsfleth gebaut.
Die Kröte des schlechten Wirkungsgrads musste man dort »auf’m
platten Land« in Ermangelung von Pumpspeicher-Potenzial schlucken.
Was tut man nicht alles, um das Verbundnetz insgesamt am Laufen zu
halten?
Die Anlage wäre aus wirtschaftlichen Gründen beinahe stillgelegt
worden – doch dann kam die Energiewende, und das Kraftwerk blieb.
Die Leistung der Turbine beträgt 321 MW elektrisch.
Die Kaverne ist etwa 310000 m³ groß und wird mit ≈ 400 MWh Energie
aufgeladen.
Sie wird innerhalb von 8 Stunden mit 60 MW Kompressorleistung von
46 bar auf 72 bar aufgepumpt.
Dies liefert Energie für rund 2 Stunden.
»CAES« (compressed air energy storage):
Druckluftspeicher sind keine Idee der Neuzeit
Jedoch: Es handelt sich überhaupt nicht um eine reine Druckluftturbine,
sondern um eine herkömmliche, mit Erdgas betriebene Brenngasturine.
Lediglich die Hilfsenergie zum Vorverdichten der Brennluft stammt aus
dem Speicher.
Dies relativiert diesen Energiespeicher doch erheblich.
Da die Anlage zur Regulierung des Tageslastgangs eingesetzt wird, darf
man davon ausgehen, dass die Druckluft bei der Nutzung noch warm
und die Nutzung entsprechend effizienter ist.
Hiervon kann bei dem noch immer gesuchten Jahreslastgangspeicher
eher nicht ausgegangen werden.
Wollte man allein mit dieser Technik über den Winter kommen, müssten
unter etwa 1/100 der Fläche Deutschlands Kavernen von im Mittel 25 m
Höhe liegen.
Na ja, denkbar wär‘s immerhin.
Supraleitende magnetische Energiespeicher
(SMES) sind reine Kurzzeitspeicher
Prinzip:
Speicherung von Energie in starken Magnetfeldern.
 Supraleitende Spulen haben praktisch keine ohmschen Verluste.
 »Hochtemperatur«-Supraleiter erlauben eine 100 mal höhere
Stromdichte als Kupfer (von Aluminium gar nicht erst zu reden).
 »Hochtemperatur« bedeutet hier um 100 K ≈ -170°C.
 Daher muss der Speicher leider ständig gekühlt werden, ob er nun
gerade voll oder leer ist.
 Vorteil ist aber, dass sich eine höhere Induktivität erreichen lässt, da
die Strompfade dichter beieinander liegen.
Supraleitende magnetische Energiespeicher
(SMES) speichern wenig und schlucken viel
Diese Spule könnte z. B. aus
10000 Windungen
eines Supraleiters von
10 mm² Querschnitt
bestehen.
Belastbarkeit: I ≈ 3000 A
(statt 3 A bei Cu; 2 A bei Al).
Induktivität (Faustformel):
L ≈ 120 H.
Energie-Inhalt:
– gerade genug, um sich
selbst eine Woche zu kühlen
0,9 m
1,0m
1,1 m
2
L 300kWh
2
L
W I 
Super-Kondensatoren (Supercaps)
speichern wirklich elektrische Energie direkt
Dieser »Supercap« kann ≈ 15 kJ
elektrische Energie speichern.
Ein »Elko« (Elektrolyt-Kondensator) dieser
Größe könnte ≈ 150 J speichern.
Das ist mal eben Faktor 100.
Leider aber werden von diesem Supercap
immer noch 230 Stück benötigt, um 1 kWh
elektrischer Energie zu speichern.
Und das kostet dann um 60 €/Wh
(100 Mal so viel wie Solarstrom-Akkus)!
Damit sind Superkondensatoren für die
Energiewende ebenfalls »draußen«.
Zur Lage der Speichertechnologien
in Deutschland 2018:
Gesicherte Leistung (BDEW): 85,9 GW,
Pumpspeicherleistung (BDEW): 5,7 GW,
Maximaler Bedarf (ENTSO-E): 78,8 GW.
Stromerzeugung in Deutschland (ENTSO-E): 535,7 TWh,
davon aus Pumpspeicherkraftwerken (365 * 0,018 TWh =): 6,2 TWh,
Pumpspeicherkapazität in Deutschland: < 0,1 TWh,
Speicherbedarf in Deutschland (ENTSO-E, 2015): ≈ 23,0 TWh.
Für eine »Energiewende« ist die bestehende Pumpspeicher-Kapazität
also ein Tropfen auf den heißen Stein (könnte Deutschland eine halbe
Stunde lang versorgen – wenn sie es könnte).
Alle anderen Speichertechnologien fallen dahinter, wie gezeigt wurde,
noch um Größenordnungen zurück.
Was nun?
Moment, Moment! Geht doch:
https://www.eon-solar.de/solarcloud
Dort kann man eine »Cloud« mieten und im Sommer den überflüssigen
Solarstrom hochladen, um ihn im Winter wieder abzurufen.
Wo die Energie in der Zwischenzeit gelegen hat, steht dort nicht.
Den Speicherplatz kann man jedoch ab 21,99 € im Monat anmieten.
Als Stromkunde mit einem Grundpreis von 110,85 € (im Jahr!) fragt man
sich dann schon, ob die Strom-Cloud einem den Strom klaut:
Bezugspreis beim Versorger: z. B. 26 ct/kWh;
Selbstkosten Solar-Einspeisung: z. B. 13 ct/kWh;
Ersparnis durch Eigenverbrauch: 13 ct/kWh;
»Hochladen« im Sommer: 2000 kWh;
»Herunterladen« im Winter: 2000 kWh
→ Nullsummenspiel (Jahresverbrauch eines sparsamen Haushalts).
Moment, Moment! Geht doch:
https://www.eon-solar.de/solarcloud
Dies lässt dreierlei erkennen:
• Das Netz muss für die zweimalige Nutzung vorhanden sein, und das
muss jemand finanzieren. Not macht erfinderisch.
• Die großen, etablierten Stromkonzerne kämpfen um das nackte
Überleben und müssen aus politischen, PR- und Akzeptanzgründen
irgendetwas anbieten, das sich mit einem Etikett wie »Speicher« oder
noch besser »Cloud« vermarkten lässt, aber gleichzeitig Geld abwirft.
• Dahinter steckt der zwangsläufige Übergang weg vom Tarif nach
Verbrauch zurück zum Grundtarif, denn nicht die Energie kostet viel
Geld, sondern das Netz.
Man soll nur nicht von außen auf den ersten Blick erkennen, was
wirklich dahinter steckt.
Moment, Moment! Geht doch:
https://sonnenbatterie.de
Ein alternativer Anbieter
• verkauft Ihnen einen Solar-Akkumulator,
• aber nicht das Recht, ihn selbst zu nutzen.
• Das tut der Anbieter von sich aus, schaltet die Akkus »smart«
zusammen und bietet an der Strombörse Primär-Regelleistung an.
• Sie bekommen als Lohn dafür »Strom für lau«.
Auch dieses Modell finanziert sich nur, weil der Kunde an jeder
Kilowattstunde, die das Kraftwerk für
3 Cent verlassen hat,
27 Cent spart.
Geht doch? Na, wenn das Netz, »einfach da« ist, dann schon…
Die zu betrachtenden Punkte sind:
1. Grundsätzliches
2. Betrachtung der Lastprofile:
Wann wird wo wieviel verbraucht?
3. Betrachtung der Einspeiseprofile:
Wann kann was wo »geerntet« werden?
4. Energiespeicher:
Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken
5. Folgerungen hieraus für die Energiewende
6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht:
Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-,
Speicher- und Spartechniken
7. Bilanz
Folgerungen für die Energiewende:
Überall das nutzen, was sich jeweils anbietet!
Auf der Nordsee-Insel Texel
steht nur eine neuzeitliche
Windkraftanlage.
Denn die schrecken ja
Touristen ab.
Historische gibt‘s mehrere.
Denn die locken ja
Touristen an.
Merkwürdig: Texel wimmelt vor Solar-Anlagen
Na ja, logisch – denn an der Nordsee herrscht stets eitel Sonnenschein.
Wind dagegen ist nahezu unbekannt.
Folgerung 1 für die Energiewende –
dies ist nicht nachhaltig:
Der Strompreis für einen Haushalt mit ≈ 3000 kWh/a liegt um
30 ct/kWh (im Mittel 29,86 ct/kWh mit Ust. laut BNetzA), davon:
27 ct/kWh für die Energie,
3 ct/kWh für die Möglichkeit, diese jederzeit bei einer Leistung bis zu
23,5 kW abzunehmen, obwohl er im Mittel nur
0,5 kW abnimmt.
Die Versorgungskosten für einen Haushalt mit ≈ 3000 kWh/a liegen um
30 ct/kWh, davon:
3 ct/kWh für die Energie,
27 ct/kWh für die Möglichkeit, diese jederzeit bei einer Leistung bis zu
23,5 kW abzunehmen, obwohl er im Mittel nur
0,5 kW abnimmt.
Folgerung 1 für die Energiewende –
dies ist nicht nachhaltig:
Ein Beispiel-Haushalt (2 Personen) zahlt heute z. B. (ohne Ust.)
Grundpreis (Leistungspreis / Bereitstellungspreis): 110,85 €/a,
Verbrauch (Arbeitspreis): 26,2 ct/kWh * 2778 kWh/a = 727,84 €/a,
Summe (Stromrechnung): 838,69 €/a.
Da aber
• 2/3 der Erzeugung (schon seit eh und je) für 3 ct/kWh und
• 1/3 der Erzeugung neuerdings »für lau«
ins Netz gelangen, müsste der Tarif eigentlich so aussehen:
Grundpreis (Leistungspreis / Bereitstellungspreis): 783,13 €/a,
Verbrauch (Arbeitspreis): 2,0 ct/kWh * 2778 kWh/a = 55,56 €/a,
Summe (Stromrechnung): 838,69 €/a.
Entweder die bestehenden Tarife liegen weit entfernt von den Kosten.
Oder die entstehenden Kosten bieten keinerlei Anreiz zum Sparen.
6 ct/kWh
9 ct/kWh
12 ct/kWh
15 ct/kWh
18 ct/kWh
21 ct/kWh
24 ct/kWh
27 ct/kWh
50 €/a
75 €/a
100 €/a
125 €/a
150 €/a
175 €/a
200 €/a
225 €/a
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018
Grundpreis→
Jahr →
Tarif (mit Stromsteuer, ohne USt)
Folgerung 1 für die Energiewende –
dies ist nicht nachhaltig:
Liberalisierung
↓
Energie-
krise
6 ct/kWh
9 ct/kWh
12 ct/kWh
15 ct/kWh
18 ct/kWh
21 ct/kWh
24 ct/kWh
27 ct/kWh
50 €/a
75 €/a
100 €/a
125 €/a
150 €/a
175 €/a
200 €/a
225 €/a
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016
2018Arbeitspreis→
Grundpreis→
Jahr →
Tarif (mit Stromsteuer, ohne USt)
Folgerung 1 für die Energiewende –
dies ist nicht nachhaltig:
Sparsamkeit ist und bleibt aber eine wichtige Säule der Energiewende!
Man finde also einen angemessenen Tarif für die einmalige Nutzung
eines Netzes, das uns den Luxus bietet, zu jeder beliebigen Tages- oder
Nachtzeit 24 kW daraus zu entnehmen.
Während insgesamt für 80 Millionen Nutzer nur 80 GW gesicherte
Leistung bereit stehen.
Das ist nur 1 kW pro Nase.
Der »Solarteur« dagegen nutzt das Netz ein zweites Mal und bekommt
dafür 12 ct/kWh bezahlt!
Dann darf er sich auch noch »autark« nennen,
• wenn er im Sommer ungefähr so viel ins Netz speist
• wie er im Winter daraus entnimmt.
Folgerung 2 für die Energiewende –
zwei neue Anforderungen an die Versorgung:
• Anforderung an das Netz: Der altbekannte, aus Erfahrungswerten
vorhersehbare Tageslastgang wird durch einen neuen, stochastischen
Lastgang überlagert, der vorwiegend vom Wetter abhängt.
Diese neue Anforderung ist beim gegenwärtigen Anteil solcher
Einspeisungen von etwa 40% beherrschbar.
• Anforderung an die Energie-Bereitstellung: Zusätzlich zum
Tageslastgang müsste eigentlich ein Jahreslastgang eingeführt
werden bzw. Berücksichtigung finden, der durch Energiespeicherung
reguliert werden müsste.
Zu diesem Problem ist zur Zeit – mit einer bedingten Ausnahme – keine
Lösung verfügbar!
Mal sehen, was geht und was nicht funktioniert →
Die zu betrachtenden Punkte sind:
1. Grundsätzliches
2. Betrachtung der Lastprofile:
Wann wird wo wieviel verbraucht?
3. Betrachtung der Einspeiseprofile:
Wann kann was wo »geerntet« werden?
4. Energiespeicher:
Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken
5. Folgerungen hieraus für die Energiewende
6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht:
Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-,
Speicher- und Spartechniken
7. Bilanz
Energie sparen:
Aktuell wie eh und je
Energie sparen ist – allen neuzeitlichen Umbenennungen zum Trotz –
immer noch unsere beste Energiequelle (Bundesregierung).
• Früher haben wir versucht, den Verbrauch fossiler Brennstoffe zu
reduzieren;
heute versuchen wir, die dabei entstehenden CO2-Emissionen zu
reduzieren.
• Früher haben wir unsere Rechnungen in D-Mark bezahlt;
heute bezahlen wir sie in Euro.
• »Raider heißt jetzt Twix; sonst ändert sich nix.«
Diese drei Aussagen haben verblüffend viel gemeinsam:
Die gleiche Menge Braunkohle lässt sich nicht mit weniger CO2-
Emission verbrennen.
Versuchen wir also lieber weiterhin, den Verbrauch einzuschränken!
Gute Aussichten:
Energie sparen mittels Wärmepumpen
 Die Wärmepumpe ist die einzige Maschine, von der man sagen kann,
sie habe einen Wirkungsgrad von (sogar weit) über 100%.
 Denn es lassen sich mittels 1 kWh elektrischer Energie ≈ 3 kWh
Wärme draußen einsammeln, also 4 kWh Wärme ins Zimmer bringen:
 Wirkungsgrad ≈ 400%! COP = 4 (coefficient of production).
 Damit ist gegenüber der Verbrennung im Haus sehr wenig gewonnen,
wenn Strom aus Wärme mit nur 30% Wirkungsgrad erzeugt wird.
 Je besser aber der Wirkungsgrad beim Erzeuger und beim
Verbraucher wird, und je mehr »Naturstrom« im Netz fließt, desto
besser sieht die Bilanz für die Wärmepumpe aus.
 Hier steckt großes Potenzial, insbesondere wenn man bedenkt:
 Die Wärmepumpe sammelt Wärmemüll draußen auf und hebt ihn –
dank des alternativlosen Einsatzes elektrischer Energie in
elektrischen Betriebsmitteln – auf einen im Haus nutzbaren Pegel.
Gute Aussichten:
Energie sparen mittels Wärmepumpen
Prinzip:
Kaltes noch kälter machen, um damit Warmes noch wärmer zu machen.
Fakt 1: Gase / Dämpfe erwärmen sich beim Komprimieren.
Fakt 2: Der Siedepunkt von Flüssigkeiten steigt mit dem Druck.
Fakt 3: Das Verdampfen von Flüssigkeiten erfordert viel Energie.
Vorgehensweise – erster Akt:
Gas / Dampf wird komprimiert, erwärmt sich und wird der warmen
Umgebung ausgesetzt. Dampf kondensiert, obwohl er wärmer ist als die
warme Umgebung. Kondensationswärme wird frei.
Vorgehensweise – zweiter Akt:
Kondensat strömt in die kalte Umgebung, Druck wird abgelassen.
Siedepunkt fällt, Flüssigkeit siedet, obwohl in kalter Umgebung, nimmt
dabei viel Wärme auf und kühlt sich ab. Dampf strömt zum ersten Akt.
Mäßig gute Aussichten:
Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«)
Hindernisse zentral / Großkraftwerk:
 Rohrleitung (zu) lang,
 »Carnot« senkt den Wirkungsgrad der Kraftwerke, wenn Wärme
ausgekoppelt wird (Abwärme-Temperatur muss erhöht werden).
Hindernisse dezentral / anwendernah:
 Das Skalierungsgesetz,
 ungenaue Deckung von Strom- und Wärmebedarf.
Mäßig gute Aussichten:
Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«)
Prinzip:
Thermisches Kraftwerk verwandelt chemische / nukleare Energie in
1/3 Strom und 2/3 Wärme.
Doch warum »Verlustwärme«?
Diese lässt sich noch für die Raumheizung verwenden!
Auffällig:
Dies 
passt
optimal
zu oben
genannten
Werten!
Doch leider:
Verbrauch Primär-Energie eines Beispiel-Haushalts
Wärme / Heizung 6500 kWh/a
einschl. Warmwasser 1500 kWh/a
Auto 800 l/a 8000 kWh/a
Stromverbrauch 3000 kWh/a
entspricht Primär-Energie 8000 kWh/a
8000 kWh/a
Mäßig gute Aussichten:
Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«)
Last-
profil
H0
Haushalt
(Tages-
mittel-
werte)
0 kWh/d
15 kWh/d
30 kWh/d
45 kWh/d
60 kWh/d
75 kWh/d
0 kWh/d
5 kWh/d
10 kWh/d
15 kWh/d
20 kWh/d
25 kWh/d
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
Pel→
t →
Strombedarf eines Haushalts
Mäßig gute Aussichten:
Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«)
Last-
profile
H0
Haushalt
und
HZ0
Nacht-
speicher-
heizung
(Tages-
Mittel-
werte)
kor-
relieren
leider
nur
wenig!
0 kWh/d
15 kWh/d
30 kWh/d
45 kWh/d
60 kWh/d
75 kWh/d
0 kWh/d
5 kWh/d
10 kWh/d
15 kWh/d
20 kWh/d
25 kWh/d
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
Pth→
Pel→
t →
Strom- und Wärmebedarf
eines Haushalts
Strombedarf
Wärmebedarf
0%
50%
100%
150%
200%
250%
300%
350%
400%
450%
500%
550%
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
0 kWh/d
15 kWh/d
30 kWh/d
45 kWh/d
60 kWh/d
75 kWh/d
0 kWh/d
5 kWh/d
10 kWh/d
15 kWh/d
20 kWh/d
25 kWh/d
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
Pth→
Pel→
t →
Strom- und Wärmebedarf
eines Haushalts
Strombedarf
Wärmebedarf
Gute Aussichten nur mit:
KWK + Fotovoltaik + Akku (»nur« zu teuer)
Last-
profile
H0
und
HZ0
hinterlegt
mit Ein-
speise-
profil
ES0
würden
sich gut
ergänzen
Gute Aussichten nur mit:
KWK plus Fotovoltaik plus Akku
Aber wer soll das bezahlen?
 Schon der Akku allein kann nur subventioniert bestehen.
 Die Solar-Anlage ist ebenfalls durch das Erneuerbare-Energien-
Gesetz (EEG) finanziert.
 Dann kommt noch das Kleinkraftwerk hinzu
(BHKW oder Brennstoffzelle).
 Dazu der übliche Haus-Anschluss.
Ehe diese Rechnung aufgeht, wird Energie noch erheblich viel teurer
werden müssen.
 Doch da dürfen wir ganz optimistisch sein …
Bessere Aussichten:
KWK und Wärmepumpe kombinieren
Strom-
ver-
brauch
einer
Wärme-
pumpe
kor-
reliert
natur-
gemäß
mit dem
Wärme-
bedarf
des
Ge-
bäudes
0 kWh/d
3 kWh/d
6 kWh/d
9 kWh/d
12 kWh/d
15 kWh/d
18 kWh/d
21 kWh/d
24 kWh/d
27 kWh/d
30 kWh/d
33 kWh/d
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
Pel→
t →
Strombedarf eines Haushalts mitWärmepumpenheizung
und Einspeisung eines Haushalts mit KWK
Strombedarf mit Wärmepumpenheizung
Strombedarf ohne Wärmepumpe
0 kWh/d
3 kWh/d
6 kWh/d
9 kWh/d
12 kWh/d
15 kWh/d
18 kWh/d
21 kWh/d
24 kWh/d
27 kWh/d
30 kWh/d
33 kWh/d
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
Pel→
t →
Strombedarf eines Haushalts mitWärmepumpenheizung
und Einspeisung eines Haushalts mit KWK
Strombedarf mit Wärmepumpenheizung
Strombedarf ohne Wärmepumpe
Einspeisung KWK-Anlage
Bessere Aussichten:
KWK und Wärmepumpe kombinieren
Optimaler Energiemix:
Nachbarschaft eines Gebäudes mit KWK zu einem Gebäude mit
Wärmepumpe:
 Das Wärmepumpen-Gebäude erhält Strom für (indirekte – sehr
sparsame) elektrische Heizung und für die Allgemein-Versorgung vom
BHKW-Gebäude.
 Das BHKW-Gebäude verbraucht Gas für 4/3 Gebäude.
 Das BHKW-Gebäude erzeugt Strom für zwei Gebäude.
 Das Wärmepumpen-Gebäude verbraucht kein Gas 
 2 Gebäude beheizt und mit Strom versorgt mit dem Bedarf der
Gasheizung von 4/3 Gebäuden.
Und das Ganze auch noch ohne jegliches »Smart Grid«;
gesteuert nur vom gemeinsamen Wetter. Donnerwetter!
Schlechte Aussichten:
USV-Anlagen und Notstrom-Versorgungen
»… mit USV-Geräten Primärregelleistung bereitzustellen …«
(www.elektropraktiker.de/nc/fachinformationen/fachartikel/eine-usv-muss-
mehr-koennen)
Wann soll diese Technik denn zum Einsatz kommen?
 Entweder braucht man die USV, weil der Strom ausfallen könnte –
aber dann darf der Akku niemals schon vorher leer sein!
 Oder man geht davon aus, dass der Strom schon nicht ausfallen wird
bzw. wenn, dass dies dann »nicht so schlimm sein wird«.
Dann braucht man aber keine USV.
Dies entspricht wieder einmal der genialen Empfehlung:
»Kaufen Sie sich eine Kuh! Dann haben Sie immer Fleisch und Milch«.
Jedoch:
Warum werden Notstrom-Aggregate nicht in der Spitzenlast eingesetzt?
Aufwändiger ist schon die Fähigkeit zum Netzparallelbetrieb.
Ziemlich schlechte Aussichten:
Brennstoffzellen und Gasspeicher
Der weltweit größte »Gasometer« fasst
600000 m³ Gas, entsprechend einem
Brennwert von 2160 MWh.
Wollte man z. B. ein Kernkraftwerk von
1,3 GW durch 1000 Wasserstoff-
Brennstoffzellen zu je 1,3 MW
(Wirkungsgrad 60%) ersetzen, wäre der
Gasspeicher in genau einer Stunde leer.
Besser geht‘s mit den schon erwähnten
unterirdischen Kavernen. Diese jedoch
erfordern die Kompression des Gases.
Die Kaverne in Huntorf böte als Speicher
für Brenngas (statt Druckluft) Platz, um
1/100 von Deutschland etwa 4 Tage lang mit
Strom zu versorgen.
Gute Aussichten zum Sparen mit Energie:
Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«)
Gasturbinen lassen sich schnell hochfahren und sehr schnell in der
Leistung variieren.
Damit stellen sie die optimale Ergänzung zu den regenerativen
Einspeisungen dar.
Ihre Arbeitstemperatur liegt deutlich höher als die von
Dampfkraftwerken.
Verbrennungstemperaturen bis maximal 1600°C lassen sich nutzen.
 Das ist gut für den Carnot-Wirkungsgrad.
Leider aber ist das Abgas mit ≈ 650°C auch noch ziemlich heiß.
 Das ist schlecht für den Carnot-Wirkungsgrad.
Gute Aussichten zum Sparen mit Energie:
Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«)
Was liegt da näher als das noch heiße Abgas zu nutzen, um damit Dampf
zu erzeugen und zusätzlich eine Dampfturbine anzutreiben?
Fertig ist die GuD-Anlage (Gas-und-Dampf-Turbine)!
GuD-Anlagen erreichen traumhaft hohe Wirkungsgrade bis gut 60%.
Dabei verfügt der Gasturbinenteil, der etwa 2/3 der Leistung erbringt,
über genau die Vorteile, die der neue Energiemarkt benötigt:
 Die Anlage läuft bei Anforderung schnell hoch.
 Sie hat allerdings dann bei gut der halben Leistung ein »Plateau«,
bis das Wasser endlich kocht.
Gute Aussichten – mit leider teurer Energie:
Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«)
Und der
Brenn-
stoff
Erdgas
ist
leider
relativ
teuer.
0%
3%
6%
9%
12%
15%
0 ct/kWh
1 ct/kWh
2 ct/kWh
3 ct/kWh
4 ct/kWh
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
Schwankung/Tag→
Preis→
t →
Börsenpreise Erdgas 2018
Eröffnung
Schlusskurs
Tageshoch
Tagestief
Bandbreite
Gute Aussichten zur Flankierung:
Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«)
• 3 ct/kWh für das Gas zu bezahlen,
• dann (leider immer noch) 40% der bezogenen Kilowattstunden durch
den Kühlturm ins Freie zu blasen
• und für die restlichen 60% wieder 3 ct/kWh zu bekommen
ist eben etwas »unwirtschaftlich«.
Hier sollte eigentlich der CO2-Handel helfen, denn:
 Erdgas verursacht bei der Verbrennung weniger CO2 als Kohle.
 Wegen des hohen Wirkungsgrades muss wesentlich weniger Erdgas
verbrannt werden.
 Doch der CO2-Handel läuft zur Zeit nicht so recht.
 Und per se erneuerbar ist diese Technik nicht;
 »nur« recht sparsam ist sie.
Ganz schlechte Aussichten:
»Strom im Wärmemarkt«
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
800%
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
P/Pmittel→
t →
HZ0: Nachtspeicherheizung
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
800%
1.1.
31.1.
2.3.
1.4.
2.5.
1.6.
1.7.
1.8.
31.8.
30.9.
31.10.
30.11.
30.12.
t →
ES0: Fotovoltaik
dient eben nicht der Entsorgung
überflüssigen Fotovoltaik-Stroms …
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
800%
16.6.
17.6.
18.6.
19.6.
20.6.
21.6.
22.6.
23.6.
P/Pmittel→
t →
Norm-Lastprofil HZ0: Nachtspeicherheizung
Ganz schlechte Aussichten:
»Strom im Wärmemarkt«
… oder zur Nutzung des
Sonnenscheins im Sommer …
zur Jahreszeit des meisten Sonnenscheins
0%
100%
200%
300%
400%
500%
600%
700%
800%
22.12.
23.12.
24.12.
25.12.
26.12.
27.12.
28.12.
29.12.
P/Pmittel→
t →
Norm-Lastprofil HZ0: Nachtspeicherheizung
Ganz schlechte Aussichten:
»Strom im Wärmemarkt«
… sondern zum Heizen der kalten
Bude, wenn keine Sonne scheint!
zur Jahreszeit des geringsten Sonnenscheins
0 d
25 d
50 d
75 d
100 d
125 d
150 d
175 d
1.1.
31.1.
2.3.
2.4.
2.5.
1.6.
2.7.
1.8.
1.9.
1.10.
31.10.
1.12.
31.12.
Speicherstand
Tagesverbräuche→
t →
Bilanz-Verlauf über das Jahr
Nachtspeicherheizung aus Sonne
nach Einspeiseprofil EWE 2014
Nachtspeicherheizung aus Sonne
nach Messung ENTSO-E 2017
Ganz schlechte Aussichten:
»Strom im Wärmemarkt«
im Einsatz als
»solare Energiespeicher«
Gar nicht so schlechte Aussichten:
»Strom im Wärmemarkt« – indirekt oder klein
Doch ist von dieser Anwendung meist auch gar nicht die Rede
(in der Überschrift vielleicht – aber nicht im Text).
Eine Veröffentlichung z. B. widmet der »flexibilisierten« Nachtspeicher-
heizung nur einen ganz kurzen Abschnitt und beschließt ihn mit:
»Ob das System zukunftsfähig ist, bleibt abzuwarten«.
Vielmehr geht es fast immer um
• elektrische Warmwasser-Bereitung,
• Zwangsbelüftungen mit Wärmetauschern in Wohnräumen
• Wärmepumpen (die mit Nachtspeicherheizungen außer dem Ver-
wendungszweck überhaupt nichts gemeinsam haben).
So gesehen kann Strom im Wärmemarkt eine große Zukunft haben!
Gute Aussichten? »HGÜ« spart Verlust?
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung
Die Errichtung eines Umrichters an jedem Ende
• ist mit erheblichem Aufwand verbunden und
• frisst jeweils etwa 0,5% der Übertragungsleistung an Verlusten,
etwa so viel wie 50 km Kabel.
Nein, die Entscheidung für HGÜ geschieht stets aus anderen Gründen –
nicht, weil diese Art der Übertragung weniger Verluste hätte.
Außerdem ist es immer eine Frage der Auslegung und der Auswahl des
Kabels, welche Höhe an Verlusten man denn nun zulässt:
• Da die Verluste fast ausschließlich aus dem ohmschen Widerstand
bestehen, kann man sie praktisch immer halbieren, indem man den
Leiterquerschnitt verdoppelt – ob nun für Drehstrom oder Gleichstrom.
• Ohne weiteres ließe sich die Freileitung überdimensionieren bzw. nicht
voll auslasten – und schon zöge sie mit dem Erdkabel gleich.
Gute Aussichten: »HGÜ« trägt weiter
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung
Dies ändert allerdings nichts daran, dass die HGÜ einen wichtigen
Baustein für die Energiewende bildet:
• Der Einsatz von HGÜ wird unumgänglich, wenn längere Strecken als
Erdkabel oder als Seekabel geführt werden sollen.
• Auch kann HGÜ Verbundnetze untereinander verbinden, die nicht
synchron laufen.
Also: Das eine tun und das andere nicht lassen!
Je mehr Leitungen und Netze, desto Energiewende.
Schlechte Aussichten:
»Wärme aus der Tiefe« – Geothermie
Der Ausbau erfolgt nur in »homöopathischen Dosen«:
Windkraft in Deutschland 2017: 55700 GW 104603 GWh/a
Fotovoltaik in Deutschland 2017: 43300 GW 39895 GWh/a
Geothermie in Deutschland 2017: 39 GW 35 GWh/a
Das ist alles. Warum?
Weil man so tief nicht bohren kann und will, dass es so richtig schön
warm wird (Carnot).
Selbst in Island stammt »nur« 25% des Stroms aus Geothermie! Warum?
75% stammt aus Wasserkraft; das geht halt trotz allem noch besser!
Bei uns dagegen müsste man schon sehr viel Wärme aus der Erde
holen, um davon nennenswerte Anteile in elektrische Energie
umwandeln zu können (Carnot).
Schlechte Aussichten:
»Wärme aus der Tiefe« – Geothermie
Auch die Zange zwischen dem Wachstumsgesetz und der dezentralen
Erzeugung schlägt hier wieder voll zu:
Um z. B. den Querschnitt einer Rohrleitung zu vervierfachen, genügt es,
den Durchmesser zu verdoppeln.
Damit verdoppeln sich auch der Umfang und also der Materialbedarf.
Der Strömungswiderstand fällt dadurch sogar auf 1/16.
Man baue also möglichst wenige möglichst große Anlagen!
Umgekehrt führt die Vervierfachung des Sammelgebiets nicht zum
vierfachen Ertrag, weil der Boden in der Umgebung schon
»ausgelutscht« ist.
Man baue also möglichst viele möglichst kleine Anlagen!
Ja, was denn nun?
Gar nicht so schlechte Aussichten:
Geothermie im Verbund mit Wärmepumpen
Geothermie hat eher eine indirekte Bedeutung für die Energiewende, da
sie sich zum gemeinsamen Einsatz mit Wärmepumpen in der
Raumheizung geradezu anbietet.
Hierfür hilft eine geringfügige Anhebung der Ausgangs-Temperatur
schon viel, um die Arbeitszahl / COP (coefficient of production) und den
Ertrag beträchtlich zu erhöhen.
Eine Wärmepumpenheizung kann also gerade dadurch effizient, attraktiv
und Kosten deckend werden, dass sie das Erdreich (mit Tiefenbohrung)
als Wärmequelle nutzt.
Dünne Aussichten: »Blaue Energie«
ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer
1. Meeresströmungen lassen sich wie Fließgewässer nutzen.
2. Gezeitenkraftwerke nutzen den Tidenhub.
• Träfen die größten Buchten der Erde (Sognefjord in Norwegen)
• mit dem größten Tidenhub zusammen,
so läge das Potenzial um 2 GWh – und das 4 mal täglich.
3. Wellenkraftwerke nutzen die Wellenbewegung des Wassers.
Vier Stück in Schottland und Portugal zu je 750 kW waren in Betrieb.
Eine läuft noch.
4. Osmosekraftwerke nutzen den osmotischen Druck,
wo Frischwasser in das Salzwasser des Meeres fließt.
1 m² Membran kann etwa 3 W erzeugen.
Dünne Aussichten: »Blaue Energie«
ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer
5. Thermohaline Auftriebskraftwerke:
Seewasser ist an der Oberfläche wärmer als am Meeresgrund.
Andererseits ist der Salzgehalt in der Tiefe geringer.
Der Salzgehalt hat mehr Auswirkung auf die Dichte als die Temperatur:
Die Dichte ist oben höher.
Man führe also ein Rohr von der Oberfläche in die Tiefe.
Wasser steigt im Rohr auf, erwärmt sich, behält aber den niedrigeren
Salzgehalt bei.
Auftrieb: Etwa 15 N/m³.
Ertrag für Wassertiefe 3000 m und eine 2 m dicke Leitung: ≈ 1 MW.
(www.weirdscience-club.de/index.php?option=com
_content&view=article&id=110:sabrina-behrens-alice-knauf-thermohalines-
auftriebskraftwerk&catid=44:naturpur-08&Itemid=76)
Dünne Aussichten: »Blaue Energie«
ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer
6. Tiefseespeicherkraftwerke (»TSSKW«):
Man setze 1000 »Sinkkörper« (z. B. aus Beton)
mit einer Masse von je 45 t in ein »Kraftwerksschiff«.
Abzüglich Auftrieb bleibt eine Gewichtskraft von etwa 300 kN.
Bei 6000 m Tiefe ergibt sich eine Energie-Lagerkapazität von
1000 * 300 kN * 6 km = 1800 GNm = 1800 GJ ≈ 491 MWh.
Damit könnte ein solches Schiff immerhin etwa 500 km weit fahren.
In der betreffenden Veröffentlichung jedoch sind die Sinkkörper
quaderförmig statt strömungsgünstig gestaltet.
Bei der vorgeschlagenen Geschwindigkeit von 2 m/s ergibt dies einen
Strömungswiderstand von rund 5 kN.
Und was ist mit dem Strömungswiderstand des 6 km langen Seils?
Dünne Aussichten: »Blaue Energie«
ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer
6. Tiefseespeicherkraftwerke (»TSSKW«):
Letztlich sind diese Detailfragen auch müßig, denn:
Es ist unklar, wie die elektrische Energie zum Kraftwerksschiff und
wieder von dort fort geleitet werden soll.
Ein Seekabel wird der Einfachheit halber als vorhanden vorausgesetzt.
Es gibt aber keine Seekabel in der Tiefsee.
6 km Seekabel wiegen über 30 t.
Ein Seekabel trägt aber keine 30 t.
Es reißt also schon gleich beim Verlegen ab.
(https://www.vde.com/DE/FG/ETG/PBL/MI/2016-01/Seiten/Download.aspx)
Auslaufmodell: Solarthermie
Solarthermische Kraftwerke mit Spiegeln und Turm …
Auslaufmodell: Solarthermie
… und Parabolrinnenkraftwerke …
Auslaufmodell: Solarthermie
… und Aufwindkraftwerke wurden von der Fotovoltaik überholt.
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Lastprofile, Einspeiseprofile, »Smart Grids«

  • 1. Lastprofile – Einspeiseprofile – »Smart Grids« Chancen und Hindernisse auf dem Weg zur Energiewende Stefan Fassbinder
  • 2. Das w ist ein sehr wichtiger Buchstabe! Früher stellte man dies insbesondere an der Schweißtechnik fest. Heute fällt es vor allem bei der Energiewende auf. Und zwar an insgesamt sieben Stellen:
  • 3. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  • 4. Verbrauch min.: 29,8 GW (Sonntag, 01. 04. 2018, 22:45) Verbrauch max.: 78,8 GW (Donnerstag, 18. 01. 2018, 11:45) Das sieht ja schon mal gut aus – wenn auch 1 kW ≠ 1 kW; 1 kWh ≠ 1 kWh Eigentlich ist die Energiewende doch schon erstaunlich weit fortgeschritten! Allgemeine Stromversorgung Deutschlands nach BDEW Netto-Engpassleistung Netto-Erzeugung Auslastung absolut anteilig absolut anteilig einzeln gesamt Kernenergie 9,5 GW 4,6% 71,9 TWh 12,8% 7552 h/a Braunkohle 20,3 GW 9,7% 132,3 TWh 23,6% 6507 h/a Steinkohle 23,8 GW 11,4% 72,3 TWh 12,9% 3036 h/a Erdgas 24,6 GW 11,8% 53,4 TWh 9,5% 2168 h/a Mineralöl 4,2 GW 2,0% 1,0 TWh 0,2% sonstige 3,4 GW 1,6% 6,7 TWh 1,2% Pumpspeicher 5,7 GW 2,7% 6,2 TWh 1,1% 1085 h/a Pumparbeit η = 74,4% 8,3 TWh 1,5% – Wasserkraft 5,6 GW 2,7% 16,3 TWh 2,9% 2924 h/a Wind an Land 53,6 GW 25,7% 90,5 TWh 16,2% 1689 h/a Wind auf See 5,2 GW 2,5% 19,3 TWh 3,4% 3680 h/a Biomasse 7,0 GW 3,4% 43,7 TWh 7,8% 6239 h/a Fotovoltaik 45,9 GW 22,0% 46,2 TWh 8,2% 1005 h/a Geothermie 0,0 GW 0,0% 0,2 TWh 0,0% 4667 h/a Netzverluste – – – – 26,7 TWh 4,8% – Gesamt 209,0 GW 100,0% 559,8 TWh 100,0% 2679 h/a 2018 85,9 GW 41,1% 337,5 TWh 60,3% 3931 h/a 1809 h/a 117,4 GW 56,2% 216,1 TWh 38,6% 1841 h/a
  • 5. Es soll aber nicht drinnen dunkel werden, nur weil es draußen dunkel ist und kein Wind weht Doch schon den Schildbürgern ist es misslungen, Licht mit Schaufeln in Säcken zu sammeln, um es von draußen nach drinnen zu transportieren. Tageslicht für die Nacht einzulagern gelingt bis heute nur in homöopathischen Dosen. Also muss man Licht bei Tage in elektrische Energie umwandeln und bei Nacht wieder zurück! Wobei statistische Methoden das Problem nicht lösen …
  • 6. Leider ist bezüglich Lagerfähigkeit auch die elektrische Energie noch »homöopathisch« Durch die Umstellung der Stromerzeugung auf regenerative Quellen wird die Erzeugung abhängig vom Klima und insbesondere vom Wetter. Während manche Länder – Großbritannien – von sich sagen, sie hätten gar kein Klima, sondern nur Wetter. Wenn von der Wettervorhersage wieder einmal nur die Sage übrig bleibt, muss man also Strom auf Halde produzieren bzw. von dort beziehen. Die bis heute realistisch machbaren Halden gleichen aber eher (bislang noch?) ein paar Maulwurfshaufen. Außerdem verrät die Vorhersage uns nur, wann wir wie viel Speicher eigentlich bräuchten, aber nicht, woher denn nehmen. Nun ist guter Rat teuer.
  • 7. Wenn von 40 GW Solar-Einspeisung innerhalb einer Stunde 7 GW vom Netz gehen und innerhalb der nächsten Stunde 17 GW hinzu kommen, dann darf man das als eine Herausforderung bezeichnen. Wenn Stromversorger und Netzbetreiber dafür Wochen lang hin und her rechnen, dann darf man das einen erheblichen Aufwand nennen. Wenn zuvor (im Vergleich zum Normalbetrieb) die Sekundär- Regelreserve verdoppelt worden ist, dann wird das wohl als nötig erachtet worden sein. Wenn teilweise manuelle Änderungen am Regler – so genannte »Vorsteuerungen« – vorgenommen wurden, ist dies mit erhöhtem Personal-Einsatz verbunden. Wenn dann alles gut geht und sich der Verlauf der Frequenz im Verbundnetz um nichts von jedem x-beliebigen Tag unterscheidet …
  • 8. 49,90 Hz 49,92 Hz 49,94 Hz 49,96 Hz 49,98 Hz 50,00 Hz 50,02 Hz 50,04 Hz 50,06 Hz 50,08 Hz 50,10 Hz 223 V 224 V 225 V 226 V 227 V 228 V 229 V 230 V 231 V 232 V 233 V 234 V 235 V 236 V 237 V 0:00 h 4:00 h 8:00 h 12:00 h 16:00 h 20:00 h f→ U→ t → Verlauf von Spannung und Frequenz am 20.03.2015 (Sonnenfinsternis zwischen 9:25 und 11:50) U f … dann darf man das einen Erfolg nennen! Siehe auch: www.netzfrequenz.info/tag/mittelwerte und www.netzfrequenzmessung.de
  • 10. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  • 11. Wozu eigentlich Lastprofile? Elektrische Energie ist also das einzige Produkt, das in genau der Sekunde erzeugt werden muss, in der es verbraucht wird – um nicht gleich von Millisekunden zu sprechen. Wie soll sich da ein Marktpreis aus Angebot und Nachfrage bilden? Seit langer Zeit marktübliche Kompromisse sind: • Bei Sondervertragskunden ab 100 MWh/a wird der Energieverbrauch als 15-min-Mittelwerte erfasst. Ein Lastprofil liegt daher mit guter Näherung vor. • Bei Tarifkunden unter 100 MWh/a erfolgt die Erfassung sehr viel seltener (z. B. Haushalte nur ein Mal jährlich). Hier kommen (ebenfalls als 15-min-Mittelwerte) genormte, für die jeweilige Art von Verbrauchern typische Profile zum Einsatz. Diese Berechnungsmethoden dienen zur Bestimmung der Tarife für den Energieverbrauch und die Netznutzung als auch für die Netzplanung.
  • 12. Was sind eigentlich Lastprofile? Zwei Arten: • Genormt (hypothetisch – für Vorausberechnungen des Bedarfs und für vereinfachte Abrechnungen benutzt); • tatsächliche, gemessene Lastprofile eines bestimmten Zeitraums. Der Verlauf der Leistungsaufnahme eines Kunden wird zu seiner im Jahr abgenommenen Energie ins Verhältnis gesetzt. Die Erfassung erfolgt zumeist in Form von Leistungs-Mittelwerten über 15 Minuten.
  • 13. Genormte synthetische Lastprofile der EWE AG, identisch denen des BDEW H0: Haushalt (dynamisiert: Von der erwarteten Tagestemperatur abhängig gemacht) G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe, werktags 8 - 18 Uhr G2: Gewerbe mit starkem bis überwiegendem Verbrauch in den Abendstunden G3: Gewerbe durchlaufend G4: Verkaufsstätte / Friseurgeschäft G5: Bäckerei mit Backstube G6: Gewerbe im Wochenendbetrieb L0: Landwirtschaft allgemein L1: Landwirtschaft mit Milchwirtschaft / Nebenerwerbs-Tierzucht L2: Landwirtschaft ohne Milchvieh BD: Bandlast (Jahres-Mittelwert)
  • 14. Zusatz: Eigene Last- und Einspeiseprofile der EWE Energieversorgung Weser-Ems AG SB1: Straßenbeleuchtung mit Pause von 0 Uhr bis 5 Uhr SB2: Straßenbeleuchtung ganznächtig durchgehend EA0: Wasserkraftprofil EB0: Biomasse-, Biogasprofil EG0: Deponiegas-, Klärgasprofil ES0: Solarprofil ET0: Geothermieprofil EW0: Windprofil EY0: Sonstige Einspeisung (Blassblau: Identisch mit Bandlast BD)
  • 15. Genormtes synthetisches Lastprofil EWE H0 – Standardprofil für Privatkunden (Haushalte) nach BDEW, 2014 0% 50% 100% 150% 200% 250% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t →
  • 16. Genormtes synthetisches Lastprofil EWE H0 – Woche des längsten Tages im Jahr (BDEW – Montag bis Sonntag) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t →
  • 17. Genormtes synthetisches Lastprofil EWE H0 – Woche des kürzesten Tages im Jahr (BDEW – Montag bis Sonntag) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t →
  • 18. Synthetische Lastprofile nach BDEW 2014 Gewerbe G0 bis G6 – Woche des längsten Tages im Jahr (Mo. - So.) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur G5: Bäckerei 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Sommer Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur G5: Bäckerei G6: Gewerbe Sa - So
  • 19. Synthetische Lastprofile nach BDEW 2014 Gewerbe G0 bis G6 – Woche des kürzesten Tages im Jahr (Mo. - So.) 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur G5: Bäckerei 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → G0 ... G6 Winter Mittelwert G0: Gewerbe allgemein G1: Gewerbe werktags G2: Gewerbe Abend G3: Gewerbe dauernd G4: Laden / Friseur G5: Bäckerei G6: Gewerbe Sa - So
  • 20. Genormte Lastprofile Stromnetz Hamburg HH0 und HG0 – Woche des längsten Tages im Jahr (Mo. bis So.) 0% 40% 80% 120% 160% 200% 240% 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. 24.6. 25.6. P/Pmittel→ t → Woche des längsten Tages: 18.-24. 06. 2018 HH0: Haushalt HG0: Gewerbe allgemein BD: Bandlast (Jahres-Mittelwert)
  • 21. Genormte Lastprofile Stromnetz Hamburg HH0 und HG0 – Woche des kürzesten Tages im Jahr (Mo. bis So.) 0% 40% 80% 120% 160% 200% 240% 17.12. 18.12. 19.12. 20.12. 21.12. 22.12. 23.12. P/Pmittel→ t → Woche des kürzesten Tages: 17.-23. 12. 2018 HH0: Haushalt HG0: Gewerbe allgemein BD: Bandlast (Jahres-Mittelwert)
  • 22. Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW SB2: Straßenbeleuchtung, ganznächtig – Woche des kürzesten Tages 0% 50% 100% 150% 200% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t →
  • 23. Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW SB2: Straßenbeleuchtung, ganznächtig – Woche des längsten Tages 0% 50% 100% 150% 200% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t →
  • 24. Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW SB1: Straßenbeleuchtung, Pause 0 - 5 Uhr – kürzester Tag im Jahr 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t →
  • 25. Genormtes synthetisches Lastprofil BDEW SB1: Straßenbeleuchtung, Pause 0 - 5 Uhr – längster Tag im Jahr 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t →
  • 26. Synthetisches Lastprofil Wärmepumpe (2016) für private Verbraucher (Unterfränkische Überlandzentrale eG, Lülsfeld) 0% 25% 50% 75% 100% 125% 150% 175% 200% 225% 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 30.11. 31.12. P/Pmittel→ ÜLZ Unterfränkische Überlandzentrale, Lülsfeld Lastprofil UV6: Wärmepumpe
  • 27. 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 1.1 31.1 2.3 2.4 2.5 1.6 2.7 1.8 1.9 1.10 31.10 1.12 31.12 P/Pmittel→ t → Stromversorgung Angermünde GmbH WP: Wärmepumpe Synthetisches Lastprofil Wärmepumpe (2011) Unterbrechbare Wärmepumpe über ein Jahr 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 1.1 31.1 2.3 2.4 2.5 1.6 2.7 1.8 1.9 1.10 31.10 1.12 31.12 P/Pmittel→ t → Stromversorgung Angermünde GmbH SP: Nachtspeicher-Heizung WP: Wärmepumpe 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 1.1 8.1 15.1 22.1 29.1 P/Pmittel→ t → Stromversorgung Angermünde GmbH 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 1.1 8.1 15.1 22.1 29.1 P/Pmittel→ t → SP: Nachtspeicher-Heizung WP: Wärmepumpe 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00 P/Pmittel→ t → Stromversorgung Angermünde GmbH 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 0:00 2:00 4:00 6:00 8:00 10:00 12:00 14:00 16:00 18:00 20:00 22:00 0:00 P/Pmittel→ t → Stromversorgung Angermünde GmbH SP: Nachtspeicher-Heizung WP: Wärmepumpe Nachtspeicherheizung und Wärmepumpe über ein JahrUnterbrechbare Wärmepumpe über einen MonatNachtspeicherheizung und Wärmepumpe über einen MonatUnterbrechbare Wärmepumpe über einen TagNachtspeicherheizung und Wärmepumpe über einen Tag
  • 28. 0% 75% 150% 225% 300% 375% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t → Lastprofil Nachtspeicherheizung Stromnetz Hamburg 2018 -15°C -10°C -5°C 0°C 5°C 10°C 15°C Das andere Lastprofil Nachtspeicherheizung: In Abhängigkeit von der Außentemperatur
  • 29. Gemessenes Lastprofil eines Krankenhauses Nanu? 12 Stromausfälle im Jahr? Und das in einem Krankenhaus? Hilfe! 0% 50% 100% 150% 200% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → Lastgang eines Krankenhauses
  • 30. Gemessenes Lastprofil eines Krankenhauses Aber nein! Nur für den Fall der Fälle: Probelauf des Notstrom-Diesel 0% 50% 100% 150% 200% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P/Pmittel→ t → Tag mit Probelauf des Notstrom-Diesels
  • 31. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  • 32. Einspeiseprofile aus Norddeutschland Nur wenige machen genaue Angaben, z. B. Schleswig-Holstein Netz AG 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Biomasse EEG §27 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Biomasse EEG §27 Wasser EEG §23 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Biomasse EEG §27 Wasser EEG §23 Wind EEG §29 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Biomasse EEG §27 Wasser EEG §23 Wind EEG §29 Gas, BZ EEG §§24-26 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Biomasse EEG §27 Wasser EEG §23 Wind EEG §29 Gas, BZ EEG §§24-26 KWK EEG § 5.1.2 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Biomasse EEG §27 Wasser EEG §23 Wind EEG §29 Gas, BZ EEG §§24-26 KWK EEG § 5.1.2 KWK EEG § 5.2.1b&d 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Biomasse EEG §27 Wasser EEG §23 Wind EEG §29 Solar EEG §§32-33 Gas, BZ EEG §§24-26 KWK EEG § 5.1.2 KWK EEG § 5.2.1b&d Urlaub in Schleswig-Holstein? Am besten im Mai!
  • 33. Einspeiseprofile aus Süddeutschland Solare und Wasserkraft-Einspeisung bei EnBW 0% 100% 200% 300% 400% 500% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Ek: Kleinwasserkraft EV0: Solar
  • 34. 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 1.5. 2.5. 3.5. 4.5. 5.5. 6.5. 7.5. 8.5. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofile aus Norddeutschland Bei der Schleswig-Holstein Netz AG schaltet man die Sonne an und ausUrlaub in Schleswig-Holstein – vielleicht doch besser im Juni? 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 1.6. 2.6. 3.6. 4.6. 5.6. 6.6. 7.6. P/Pmittel→ t →
  • 35. 0% 100% 200% 300% 400% 500% 1.6. 2.6. 3.6. 4.6. 5.6. 6.6. 7.6. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofile aus Süddeutschland Bei EnBW geht die Sonne immerhin schon stufenweise auf und unter
  • 36. 0% 100% 200% 300% 400% 500% 1.7. 2.7. 3.7. 4.7. 5.7. 6.7. 7.7. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofile aus Südwestdeutschland Bei SWL – auch gestuft – gibt es den meisten Sonnenschein erst im Juli Lebach bei Saar- brücken (weiter westlich geht es kaum)
  • 37. 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 1.6. 2.6. 3.6. 4.6. 5.6. 6.6. 7.6. P/Pmittel→ t → 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 1.1. 2.1. 3.1. 4.1. 5.1. 6.1. 7.1. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofile aus Norddeutschland »Rund« dagegen: Sonnenschein-Verlauf bei EWE im SommerKnapp, aber noch rund bei der Energieversorgung Weser-Ems im Winter
  • 38. Also nichts mit eitel Sonnenschein – die Energiewende braucht frischen Wind!
  • 39. Ungewöhnliche Einspeiseprofile der ÜLZ: Einspeiseprofile Unterfränkische Überlandzentrale eG, Lülsfeld (2019) 0% 35% 70% 105% 140% 175% 210% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Biomasse & KWK 0% 35% 70% 105% 140% 175% 210% 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Biomasse & KWK Wind 0% 25% 50% 75% 100% 125% 150% 175% 25.1. 26.1. 27.1. 28.1. 29.1. 30.1. 31.1. 1.2. 2.2. 3.2. 4.2. 5.2. 6.2. 7.2. P/Pmittel→ t → Wind
  • 40. Merkwürdige Einspeiseprofile der ÜLZ: »Wasserkraftanlagen-Überschusseinspeisung« und »Aggregate« 0 10 20 30 40 50 60 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofile Unterfränkische Überlandzentrale eG, Lülsfeld Wasser-Überfluss Aggregate 0 10 20 30 40 50 60 1.1. 8.1. 15.1. 22.1. 29.1. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofile Unterfränkische Überlandzentrale eG, Lülsfeld (2019) Wasser-Überfluss Aggregate 0 10 20 30 40 50 60 1.6. 8.6. 15.6. 22.6. 29.6. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofile Unterfränkische Überlandzentrale eG, Lülsfeld (2019) Wasser-Überfluss Aggregate
  • 41. Doch zu windig für die Wende –da muss mehr Wasser auf die Mühlen! Mal sehen, was die Natur zu bieten hat: Tatsächliche gemessene Einspeiseprofile
  • 42. Tatsächliche Einspeisung in Deutschland https://transparency.entsoe.eu/generation/r2/installedGenerationCapacityAggregation/show 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Konventionelle Einspeisungen 2018 Kernenergie 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Konventionelle Einspeisungen 2018 Kernenergie Braunkohle 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Konventionelle Einspeisungen 2018 Kernenergie Braunkohle Steinkohle 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Konventionelle Einspeisungen 2018 Kernenergie Braunkohle Steinkohle Gas 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Konventionelle Einspeisungen 2018 Kernenergie Braunkohle Steinkohle Gas Summe
  • 43. 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Erneuerbare Einspeisungen 2018 Wasserkraft Biomasse 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Erneuerbare Einspeisungen 2018 Wasserkraft Biomasse Solar Tatsächliche Einspeisung in Deutschland https://transparency.entsoe.eu/generation/r2/installedGenerationCapacityAggregation/show 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Erneuerbare Einspeisungen 2018 Wasserkraft Biomasse Solar Wind 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Erneuerbare Einspeisungen 2018 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe
  • 44. 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. 24.6. 25.6. 26.6. P→ t → Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017 Wasserkraft 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. 24.6. 25.6. 26.6. P→ t → Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017 Wasserkraft Biomasse Tatsächliche Einspeisung in Deutschland in der Woche des längsten Tages 2017 (Montag bis Sonntag) 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. 24.6. 25.6. 26.6. P→ t → Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. 24.6. 25.6. 26.6. P→ t → Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. 24.6. 25.6. 26.6. P→ t → Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. 24.6. 25.6. 26.6. P→ t → Woche des längsten Tages: 19. - 25. 06. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe Verbrauch
  • 45. 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 20.2. 21.2. 22.2. 23.2. 24.2. 25.2. 26.2. 27.2. P→ t → »Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017 Wasserkraft Biomasse 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 20.2. 21.2. 22.2. 23.2. 24.2. 25.2. 26.2. 27.2. P→ t → »Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 20.2. 21.2. 22.2. 23.2. 24.2. 25.2. 26.2. 27.2. P→ t → »Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 20.2. 21.2. 22.2. 23.2. 24.2. 25.2. 26.2. 27.2. P→ t → »Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 20.2. 21.2. 22.2. 23.2. 24.2. 25.2. 26.2. 27.2. P→ t → »Grünstrom«-Maximum-Woche: 20. - 26. 02. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe Verbrauch Tatsächliche Einspeisung in Deutschland in der Woche mit der höchsten regenerativen Erzeugung (Mo. - So.)
  • 46. 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 18.12. 19.12. 20.12. 21.12. 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. P→ t → Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017 Wasserkraft Biomasse 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 18.12. 19.12. 20.12. 21.12. 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. P→ t → Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 18.12. 19.12. 20.12. 21.12. 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. P→ t → Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 18.12. 19.12. 20.12. 21.12. 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. P→ t → Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 18.12. 19.12. 20.12. 21.12. 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. P→ t → Woche des kürzesten Tages: 18. - 24. 12. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe Verbrauch Tatsächliche Einspeisung in Deutschland in der Woche des kürzesten Tages 2017 (Montag bis Sonntag)
  • 47. 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 16.1. 17.1. 18.1. 19.1. 20.1. 21.1. 22.1. 23.1. P→ t → »Grünstrom«-Minimum-Woche: 16. - 22. 01. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 16.1. 17.1. 18.1. 19.1. 20.1. 21.1. 22.1. 23.1. P→ t → »Grünstrom«-Minimum-Woche: 16. - 22. 01. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 16.1. 17.1. 18.1. 19.1. 20.1. 21.1. 22.1. 23.1. P→ t → »Grünstrom«-Minimum-Woche: 16. - 22. 01. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 16.1. 17.1. 18.1. 19.1. 20.1. 21.1. 22.1. 23.1. P→ t → »Grünstrom«-Minimum-Woche: 16. - 22. 01. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe Verbrauch Tatsächliche Einspeisung in Deutschland in der Woche mit der geringsten regenerativen Erzeugung (Mo. - So.)
  • 48. Tatsächliche Einspeisung in Deutschland am längsten Tag des Jahres 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → Längster Tag im Jahr: 21. 06. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → Längster Tag im Jahr: 21. 06. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → Längster Tag im Jahr: 21. 06. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → Längster Tag im Jahr: 21. 06. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe Verbrauch
  • 49. Tatsächliche Einspeisung in Deutschland am Tag mit der höchsten regenerativen Erzeugung 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → »Grünstrom«-Maximum-Tag: 22. 02. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → »Grünstrom«-Maximum-Tag: 22. 02. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → »Grünstrom«-Maximum-Tag: 22. 02. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → »Grünstrom«-Maximum-Tag: 22. 02. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe Verbrauch
  • 50. Tatsächliche Einspeisung in Deutschland am kürzesten Tag 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → Kürzester Tag im Jahr: 22. 12. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → Kürzester Tag im Jahr: 22. 12. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → Kürzester Tag im Jahr: 22. 12. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → Kürzester Tag im Jahr: 22. 12. 2017 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe Verbrauch
  • 51. Tatsächliche Einspeisung in Deutschland 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → »Grünstrom«-Minimum-Tag: 11. 01. 2018 Wasserkraft Biomasse Solar 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → »Grünstrom«-Minimum-Tag: 11. 01. 2018 Wasserkraft Biomasse Solar Wind 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → »Grünstrom«-Minimum-Tag: 11. 01. 2018 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 P→ t → »Grünstrom«-Minimum-Tag: 11. 01. 2018 Wasserkraft Biomasse Solar Wind Summe Verbrauch am Tag mit der geringsten regenerativen Erzeugung »Am 25. 01. 2019 hat die Kohlekommission beschlossen, 2038 aus der Strom-Erzeugung mittels Kohlekraftwerken auszusteigen. Einen Tag vorher, am 24. 01. 2019, hatte die Natur beschlossen, aus der Windstrom-Erzeugung auszusteigen!« (Prof. H. Alt, FH Aachen)
  • 52. -60 €/MWh -30 €/MWh 0 €/MWh 30 €/MWh 60 €/MWh 90 €/MWh 120 €/MWh 150 €/MWh 180 €/MWh -5 GW -3 GW -1 GW 1 GW 3 GW 5 GW 7 GW 9 GW 11 GW 13 GW 15 GW 23.1. 24.1. 25.1. 26.1. 27.1. 28.1. 29.1. 30.1. P→ t → Import-Export-Bilanz Ende Januar 2017 Export -60 €/MWh -30 €/MWh 0 €/MWh 30 €/MWh 60 €/MWh 90 €/MWh 120 €/MWh 150 €/MWh 180 €/MWh -5 GW -3 GW -1 GW 1 GW 3 GW 5 GW 7 GW 9 GW 11 GW 13 GW 15 GW 23.1. 24.1. 25.1. 26.1. 27.1. 28.1. 29.1. 30.1. P→ t → Import-Export-Bilanz Ende Januar 2017 Export Import -60 €/MWh -30 €/MWh 0 €/MWh 30 €/MWh 60 €/MWh 90 €/MWh 120 €/MWh 150 €/MWh 180 €/MWh -5 GW -3 GW -1 GW 1 GW 3 GW 5 GW 7 GW 9 GW 11 GW 13 GW 15 GW 23.1. 24.1. 25.1. 26.1. 27.1. 28.1. 29.1. 30.1. Börsenpreis→ P→ t → Import-Export-Bilanz Ende Januar 2017 Export Import Großhandelspreise Export, Import, Börsenpreise an diesem Tag Der Export geht zurück – aber nicht auf 0.Der Import lässt sich offenbar im Moment nicht mehr steigern.Na, so‘n Zufall: Der Börsenpreis erlebt an diesem Tag sein Jahreshoch!
  • 53. Wind ist kaum von der Tageszeit abhängig 96 Mittelwerte über 1 Jahr, d. h. aus jeweils 365 Viertelstundenwerten 89% 91% 93% 95% 97% 99% 101% 103% 105% 107% 109% 111% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 v/vmittel→ t → Windleistung abhängig von der Tageszeit 2015 89% 91% 93% 95% 97% 99% 101% 103% 105% 107% 109% 111% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 v/vmittel→ t → Windleistung abhängig von der Tageszeit 2015 2016 89% 91% 93% 95% 97% 99% 101% 103% 105% 107% 109% 111% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 v/vmittel→ t → Windleistung abhängig von der Tageszeit 2015 2016 2017 89% 91% 93% 95% 97% 99% 101% 103% 105% 107% 109% 111% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 v/vmittel→ t → Windleistung abhängig von der Tageszeit 2015 2016 2017 2018 89% 91% 93% 95% 97% 99% 101% 103% 105% 107% 109% 111% 0:00 3:00 6:00 9:00 12:00 15:00 18:00 21:00 0:00 v/vmittel→ t → Windleistung abhängig von der Tageszeit 2015 2016 2017 2018 Mittel 96 Mittelwerte über 2 Jahre, d. h. aus jeweils 721 Viertelstundenwerten96 Mittelwerte über 3 Jahre, d. h. aus jeweils 1096 Viertelstundenwerten96 Mittelwerte über 4 Jahre, d. h. aus jeweils 1461 Viertelstundenwerten
  • 54. Einspeiseprofil Kleinwasserkraft EGT Energie GmbH über das Jahr 0% 20% 40% 60% 80% 100% 120% 140% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → Einspeiseprofil Wasser EGT über das Jahr Wasserkraft Band (Mittelwert)
  • 55. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  • 56. Ich sprühe es auf jede Wand: Viel mehr Speicher braucht das Land! Doch woher nehmen und nicht stehlen? • Bei ungetrübtem Sonnenschein trifft eine »Globalstrahlung« von gut 1 kW auf jeden Quadratmeter Erde. • Das meiste davon ist Licht. • Licht lässt sich direkt in elektrische Energie umwandeln. • Der Wirkungsgrad ist bescheidenen (10% … 20%). • Doch was soll’s? Fläche ist noch genug vorhanden! • Prinzipiell reicht die auf ein Einfamilienhaus treffende Sonnenstrahlung aus, um so viel Strom zu erzeugen wie in diesem Haus verbraucht wird. • Man müsste »nur« die elektrische Energie speichern können. • Aber nicht nur am Tage für die Nacht, sondern auch im Sommer für den Winter!
  • 57. Dies gilt für die Speicher und für die Medien, die hieraus Themen machen müssen! Bei der DKE sind • thermische Speicher für gewerbliche / industrielle Anwendungen und • thermische Speicher für private Anwendungen zwei Themen. Außerdem gibt es sowohl • Pumpspeicherkraftwerke als auch • Lageenergiespeicher. Damit die Studie voll wird…
  • 58. »Desertec« hätte dieses Problem zu umgehen geholfen Doch eine der wenigen sinnvollen Ideen der Neuzeit lässt man friedlich wieder einschlafen
  • 59. Sparen wir mal über das Jahr an So sammelt der »Solarteur« 0 MWh 10 MWh 20 MWh 30 MWh 40 MWh 50 MWh 60 MWh 70 MWh 80 MWh 90 MWh 100 MWh 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ Tausende t → Kumulierte Einspeisung Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE) Messung (ENTSO-E) Und so verbraucht dagegen ein Privat-Haushalt 0 MWh 10 MWh 20 MWh 30 MWh 40 MWh 50 MWh 60 MWh 70 MWh 80 MWh 90 MWh 100 MWh 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ Tausende t → Kumulierte Einspeisung Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE) Messung (ENTSO-E) Bedarf 25 Haushalte je 4000 kWh/a 0 MWh 10 MWh 20 MWh 30 MWh 40 MWh 50 MWh 60 MWh 70 MWh 80 MWh 90 MWh 100 MWh 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ Tausende t → Kumulierte Einspeisung Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE) Messung (ENTSO-E) Wind-Einspeisung Profil (EWE) Messung (ENTSO-E) Bedarf 25 Haushalte je 4000 kWh/a 0 MWh 10 MWh 20 MWh 30 MWh 40 MWh 50 MWh 60 MWh 70 MWh 80 MWh 90 MWh 100 MWh 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ Tausende t → Kumulierte Einspeisung Fotovoltaik-Einspeisung Profil (EWE) Messung (ENTSO-E) Wind-Einspeisung Profil (EWE) Messung (ENTSO-E) Wasserkraft-Profil EGT Bedarf 25 Haushalte je 4000 kWh/a So sammelt der »Windmüller«So sammelt ein Kleinwasserkraftwerk
  • 60. Ziehen wir davon das Lastprofil H0 ab Dann muss der »Solarteur« Akku-Kapazität für fast 90 Tage vorhalten! 0 d 10 d 20 d 30 d 40 d 50 d 60 d 70 d 80 d 90 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Sonne nach Messung (ENTSO-E) Des »Windmüllers« Welt sieht besser aus – und hierzu komplementär 0 d 10 d 20 d 30 d 40 d 50 d 60 d 70 d 80 d 90 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Sonne nach Messung (ENTSO-E) Haushalt aus Wind nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Wind nach Messung (ENTSO-E) 0 d 10 d 20 d 30 d 40 d 50 d 60 d 70 d 80 d 90 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Sonne nach Messung (ENTSO-E) Haushalt aus Wind nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Wind nach Messung (ENTSO-E) Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Einspeiseprofil Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Messung 0 d 10 d 20 d 30 d 40 d 50 d 60 d 70 d 80 d 90 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Haushalt aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Sonne nach Messung (ENTSO-E) Haushalt aus Wind nach Einspeiseprofil EWE Haushalt aus Wind nach Messung (ENTSO-E) Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Einspeiseprofil Haushalt 23% Sonne / 77% Wind nach Messung Haushalt aus Wasserkraft nach Profil EGT Mit 27% Sonne + 73% Wind reduziert sich der Akku-Bedarf auf 12 TageMit 100% Kleinwasserkraft wären es immerhin auch 23 TageIch sprühe es auf jede Wand: Energiemix braucht das Land!
  • 61. Zweiter Versuch – zentraler Ansatz: Versorgung aus Sonne, Wasser, Wind, Biogas Mit Netz geht es ja wohl doch noch etwas besser. Wie viel Speicher braucht man dafür dann insgesamt im Netz?
  • 62. Zweiter Versuch – zentraler Ansatz: Versorgung aus Sonne, Wasser, Wind, Biogas 2018 wurden dem Netz netto 509 TWh elektrische Energie entnommen. Davon stammten 206 TWh aus regenerativen Quellen. Also multiplizieren wir doch mal jeden Viertelstundenwert jeder erneuerbaren Einspeisung mit 509/206. Dann hätten wir 2018 in Deutschland 509 TWh/a regenerative Erzeugung gehabt – bilanziell 100%. Nun können wir rechnen: • Die Divergenzen der Viertelstundenwerte der Erzeugung • minus die jeweiligen Einspeisungen derselben Viertelstunde über das Jahr aufaddiert, • ergibt eine zur »Ausglättung« benötigte Speicherkapazität von … ? →
  • 63. Wie viel Speicher bräuchte das Netz? Stromverbrauch 2018 in Deutschland: 509 TWh 0 TWh 3 TWh 6 TWh 9 TWh 12 TWh 15 TWh 18 TWh 21 TWh 24 TWh 0 GW 20 GW 40 GW 60 GW 80 GW 100 GW 120 GW 140 GW 160 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Speicher für 100% »Grünstrom« (2018) Verbrauch 0 TWh 3 TWh 6 TWh 9 TWh 12 TWh 15 TWh 18 TWh 21 TWh 24 TWh 0 GW 20 GW 40 GW 60 GW 80 GW 100 GW 120 GW 140 GW 160 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Speicher für 100% »Grünstrom« (2018) Erzeugung Verbrauch 0 TWh 3 TWh 6 TWh 9 TWh 12 TWh 15 TWh 18 TWh 21 TWh 24 TWh 0 GW 20 GW 40 GW 60 GW 80 GW 100 GW 120 GW 140 GW 160 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ P→ t → Speicher für 100% »Grünstrom« (2018 – ohne Pumpspeicher) Erzeugung Verbrauch Speicherstand 15 min Jede regenerative Einspeisung mal 2,5 ergibt zusammen 509 TWhErfordert »nur« 14 TWh Speicherkapazität (entspricht 10 Tagessätzen) 0 TWh 3 TWh 6 TWh 9 TWh 12 TWh 15 TWh 18 TWh 21 TWh 24 TWh 0 GW 20 GW 40 GW 60 GW 80 GW 100 GW 120 GW 140 GW 160 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ P→ t → Speicher für 100% »Grünstrom« (2018 – mit Pumpspeicher) Erzeugung Verbrauch Speicherstand 15 min Mit der gegebenen Pumpspeicherung sind es immer noch 14 TWh!
  • 64. 0 TWh 3 TWh 6 TWh 9 TWh 12 TWh 15 TWh 18 TWh 21 TWh 24 TWh 0 GW 20 GW 40 GW 60 GW 80 GW 100 GW 120 GW 140 GW 160 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ P→ t → Speicher für 100% »Grünstrom« (2017) Erzeugung Verbrauch Speicherstand 15 min Wie viel Speicher bräuchte das Netz? Dabei war 2018 ein Glücksjahr: 2017 hätte 20 TWh erfordert!
  • 65. Wie viel Speicher bräuchte das Netz? Stromverbrauch 2016 in Deutschland: 481 TWh, Speicherbedarf 21 TWh 0 TWh 3 TWh 6 TWh 9 TWh 12 TWh 15 TWh 18 TWh 21 TWh 24 TWh 0 GW 20 GW 40 GW 60 GW 80 GW 100 GW 120 GW 140 GW 160 GW 1.1. 31.1. 1.3. 1.4. 1.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ P→ t → Speicher für 100% »Grünstrom« (2016) Erzeugung Verbrauch Speicherstand 15 min
  • 66. Wie viel Speicher bräuchte das Netz? Stromverbrauch 2015 in Deutschland: 481 TWh, Speicherbedarf 23 TWh! 0 TWh 3 TWh 6 TWh 9 TWh 12 TWh 15 TWh 18 TWh 21 TWh 24 TWh 0 GW 20 GW 40 GW 60 GW 80 GW 100 GW 120 GW 140 GW 160 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. W→ P→ t → Speicher für 100% »Grünstrom« (2015) Erzeugung Verbrauch Speicherstand 15 min Welche Speicher taugen dafür denn nicht?
  • 67. Thermische Speicher: Nachtspeicherheizungen wären beinahe komplett verboten worden. Auch im Bestand. Ganz kurz davor durften sie wieder auferstehen. Unter der Bezeichnung »Energiespeicher«. Zur Rettung der Energiewende. »Zusätzlich wurden 16 Familienhäuser mit dezentralen Stromspeichern ausgestattet. Teilweise waren das Nachtspeicheröfen …« (http://hd.welt.de/Wirtschaft-edition/article163730226/Einmal-Energiewende- und-zurueck.html)
  • 68. Thermische Speicher: Nachtspeicherheizungen sind zu- nächst einmal Strom- fresser erster Güte! 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 0 MWh/a 1 MWh/a 2 MWh/a 3 MWh/a 4 MWh/a 5 MWh/a 6 MWh/a 7 MWh/a 8 MWh/a 9 MWh/a 10 MWh/a 11 MWh/a 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 Anteil E-Heizungen→ Verbrauch→ Jahr → Stromverbrauch privater Haushalte Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen ohne elektrische Heizung 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 0 MWh/a 1 MWh/a 2 MWh/a 3 MWh/a 4 MWh/a 5 MWh/a 6 MWh/a 7 MWh/a 8 MWh/a 9 MWh/a 10 MWh/a 11 MWh/a 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 Anteil E-Heizungen→ Verbrauch→ Jahr → Stromverbrauch privater Haushalte Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen mit elektrischer Heizung Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen ohne elektrische Heizung sind zu- nächst einmal Strom- fresser erster Güte – zum Glück auf dem Rück- zug! 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 0 MWh/a 1 MWh/a 2 MWh/a 3 MWh/a 4 MWh/a 5 MWh/a 6 MWh/a 7 MWh/a 8 MWh/a 9 MWh/a 10 MWh/a 11 MWh/a 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 Anteil E-Heizungen→ Verbrauch→ Jahr → Stromverbrauch privater Haushalte Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen mit elektrischer Heizung Durchschnittlicher Verbrauch von Wohnungen ohne elektrische Heizung Anteil der Haushalte mit elektrischer Heizung
  • 69. Thermische Speicher: Nachtspeicherheizungen Merke: • Pumpspeicherkraftwerke verwandeln elektrische Energie in potenzielle und bei Bedarf wieder zurück in elektrische. • »Chemische Speicher« verwandeln elektrische Energie in chemische und bei Bedarf wieder zurück in elektrische. • »Kinetische Speicher« verwandeln elektrische Energie in kinetische und bei Bedarf wieder zurück in elektrische. • »Thermische Speicher« verwandeln elektrische Energie in Wärme – und … ? Bei Desertec war das mal so gedacht – aber Nachtspeicherheizungen?
  • 70. Thermische Speicher: Nachtspeicherheizungen sind wie der Einsatz von Möbeln als Brennholz. Man sagt doch auch nicht bei Holz-Überschuss (z. B. nach Kyrill): »Wir wandeln das Holz in Möbel um. Die Möbel können wir gut in Möbelhäusern zwischenlagern, und bei Holzmangel verfeuern wir dann die Möbel!« Es sei denn, man lebt vielleicht in Norwegen:  Viele Berge,  »schlechtes« Wetter,  dünne Besiedlung → 98% Wasserkraft. Dort sind Nachtspeicherheizungen grün!
  • 71. – immer noch ein teurer Spaß! Chemische Speicher: Akkumulatoren Marktübersicht Kosten von Solarstromspeichern 2018 spezifische Preise für Hersteller Typ Kapazität Masse Dichte Zyklen Preis Kapazität Durchsatz Hoppecke OPzV 4 sunpower VR L 250 0,50 kWh 18,3 kg 27,3 Wh/kg 1680 185 € 370 €/kWh 22,0 ct/kWh Hoppecke OPzV 5 sunpower VR L 310 0,62 kWh 22,5 kg 27,6 Wh/kg 1680 199 € 321 €/kWh 19,1 ct/kWh Hoppecke OPzV 6 sunpower VR L 370 0,74 kWh 26,5 kg 27,9 Wh/kg 1680 239 € 323 €/kWh 19,2 ct/kWh Hoppecke OPzV 5 sunpower VR L 420 0,84 kWh 29,9 kg 28,1 Wh/kg 1680 265 € 315 €/kWh 18,8 ct/kWh Hoppecke OPzV 6 sunpower VR L 750 1,50 kWh 48,7 kg 30,8 Wh/kg 1250 349 € 233 €/kWh 18,6 ct/kWh Hoppecke Sun powerpack classic 5.5/24 5,50 kWh 195,0 kg 28,2 Wh/kg 1250 1.998 € 363 €/kWh 29,1 ct/kWh Hoppecke Sun powerpack classic 11.0/48 11,00 kWh 370,0 kg 29,7 Wh/kg 1250 2.998 € 273 €/kWh 21,8 ct/kWh Akasol neeoBASIX 6.5 6,50 kWh 120,5 kg 53,9 Wh/kg 5000 6.790 € 1045 €/kWh 20,9 ct/kWh Akasol neeoBASIX 13 13,00 kWh 165,0 kg 78,8 Wh/kg 5000 9.990 € 768 €/kWh 15,4 ct/kWh Axitec AXIstorage Li 7s 6,80 kWh 98,0 kg 69,4 Wh/kg 5280 5.990 € 881 €/kWh 16,7 ct/kWh Axitec AXIstorage Li 9s 8,50 kWh 100,0 kg 85,0 Wh/kg 5280 6.990 € 822 €/kWh 15,6 ct/kWh Axitec AXIstorage Li 9s 25,50 kWh 300,0 kg 85,0 Wh/kg 5280 20.490 € 804 €/kWh 15,2 ct/kWh LG Chem Solax Battery 6.5 kWh 6,50 kWh 52,0 kg 125,0 Wh/kg 4800 4.257 € 655 €/kWh 13,6 ct/kWh LG Chem RESU 6.5 7,00 kWh 52,0 kg 134,6 Wh/kg 2920 3.590 € 513 €/kWh 17,6 ct/kWh LG Chem RESU 10 9,80 kWh 70,0 kg 140,0 Wh/kg 2920 4.690 € 479 €/kWh 16,4 ct/kWh Pylon Technologies Co., Ltd. US2000 Plus 2,40 kWh 24,0 kg 100,0 Wh/kg 4050 1.180 € 492 €/kWh 12,1 ct/kWh Pylon Technologies Co., Ltd. US2000 B 4,80 kWh 48,0 kg 100,0 Wh/kg 4050 2.508 € 523 €/kWh 12,9 ct/kWh Pylon Technologies Co., Ltd. US2000 Plus 12,00 kWh 120,0 kg 100,0 Wh/kg 4050 6.048 € 504 €/kWh 12,4 ct/kWh Victron Energy Lithium HE Batterie 24V 200Ah 4,80 kWh 28,6 kg 167,8 Wh/kg 1600 4.186 € 872 €/kWh 54,5 ct/kWh BYD B-BOX L 3.5 3,50 kWh 65,0 kg 53,8 Wh/kg 2920 2.029 € 580 €/kWh 19,9 ct/kWh BYD B-BOX L 7.0 7,00 kWh 108,0 kg 64,8 Wh/kg 2920 3.756 € 537 €/kWh 18,4 ct/kWh BYD B-BOX L 10.5 10,50 kWh 151,0 kg 69,5 Wh/kg 2920 5.483 € 522 €/kWh 17,9 ct/kWh BYD B-BOX L 14.5 14,00 kWh 194,0 kg 72,2 Wh/kg 2920 7.210 € 515 €/kWh 17,6 ct/kWh Minima 0,50 kWh 18,3 kg 27,3 Wh/kg 1250 185 € 233 €/kWh 12,1 ct/kWh 7,10 kWh 104,7 kg 67,8 Wh/kg 3147 4.410 € 621 €/kWh 17,6 ct/kWh Maxima 25,50 kWh 370,0 kg 167,8 Wh/kg 5280 20.490 € 1045 €/kWh 54,5 ct/kWh Mittelwerte
  • 72. In Deutschland gibt es mittlerweile 100000 »Solarstromspeicher«. Eine mittlere Kapazität von z. B. 10 kWh angenommen, können diese also alle miteinander 1 GWh speichern (und kosten ≈ 6000 € pro Stück). Leider stellt die gesamte Speicherkapazität von 1 GWh im Verhältnis zu dem gesuchten Saisonalspeicher von 20 TWh nur einen Tropfen auf den heißen Stein dar. Die gegenwärtige Anzahl der »Solarspeicher« muss also noch um den Faktor 20000 vergrößert werden, um hiermit das Kernproblem der Energiewende – den Saisonalspeicher – zu lösen. Eine Lösung mittels Akkumulatoren würde also 20000 * 100000 * 6000 € = 12 Billionen € kosten! Macht 200000 € je Bundesbürger. Nun ja… Chemische Speicher: Akkumulatoren gäben technisch die beste Lösung ab, aber:
  • 73. »2014 stellte die Robert Bosch GmbH an einem Windpark einen stationären Speicher mit einer Gesamtkapazität von 3,4 MWh auf«. Dieser ersetzt einen einzigen Windgenerator für gerade mal eine Stunde. Die Folgen einer 4 Tage dauernden Flaute werden dadurch lediglich um 1% gemildert – für diese eine einzige »Windmühle«. Auf den gesamten Windpark bezogen sind wir schon wieder bei der Homöopathie angelangt: Eine Flaute verkürzt sich hierdurch (rechnerisch) um etwa eine Minute. Chemische Speicher – »Großspeicher« Pressemeldung 1:
  • 74. »Im Sommer wird der weltweit erste modulare Batteriegroßspeicher mit einer Leistungsklasse von 5 MWh in Aachen gebaut, gefördert mit rund 1,3 Millionen Euro, ≈ 1/5 der Investitionssumme«. Damit kostet die Kapazität hier ≈ 1300 €/kWh (u. a. wegen der 20-jährigen Garantie). Unsere 20 TWh würden also 4 Millionen »Aachener Speicher« zu je 6,5 Millionen Euro erfordern! »Jetzt soll die Anlage profitabel betrieben werden können«. Das klingt wie eine Herausforderung. Und die Bezeichnung »Großspeicher« relativiert sich. Chemische Speicher – »Großspeicher« Pressemeldung 2:
  • 75. Unsere 20 TWh würden also 4 Millionen »Aachener Speicher« zu je 6,5 Millionen Euro erfordern! »Jetzt soll die Anlage profitabel betrieben werden können«. Das klingt wie eine Herausforderung. So jedenfalls nennt man das auf Neudeutsch, wenn etwas praktisch nicht geht und dann auch noch theoretisch unmöglich ist. Während für das Laden und Entladen auch noch Netzentgelte anfallen. Damit wird der profitable Betrieb in der Tat zu einer Herausforderung in diesem Sinne. Und die Bezeichnung »Großspeicher« relativiert sich. Chemische Speicher – »Großspeicher« Pressemeldung 2:
  • 76. »Jetzt soll die Anlage profitabel betrieben werden können«. Das klingt wie eine Herausforderung. So jedenfalls nennt man das auf Neudeutsch, wenn etwas praktisch nicht geht und dann auch noch theoretisch unmöglich ist. Während für das Laden und Entladen auch noch Netzentgelte anfallen. Damit wird der profitable Betrieb in der Tat zu einer Herausforderung in diesem Sinne. Und die Bezeichnung »Großspeicher« relativiert sich. Chemische Speicher – »Großspeicher« Pressemeldung 2:
  • 77. Pressemeldung 3 – Text: »Bisher gibt es kaum konkrete Anwendungsfälle für Großspeicher. Ich sehe kein einziges Geschäftsmodell für Großspeicher im Netz, für das es nur die Chance gibt, sich zu rechnen«. (https://epaper.vdi-nachrichten.com/#/issue/1315250619/reading/article/13152506196179090) Chemische Speicher – »Großspeicher« Pressemeldung 3 – Überschrift:
  • 78. 2018 errichtete EWE eine Anlage mit • einem Lithium-Ionen-Akkumulator 2,5 MWh mit 7,5 MW Leistung, • einem Natrium-Schwefel-Akku 20,0 MWh mit 4,0 MW Leistung. Dafür bezahlte EWE 3 Millionen Euro. Weitere 24 Millionen Euro kamen von einer japanischen Wirtschafts- förderungsbehörde. (https://www.pv-magazine.de/2018/11/01/115-megawatt-speicher-in-varel-in-betrieb-genommen) Damit kostet die Kapazität hier immer noch ≈ 1300 €/kWh, genau wie 3 Jahre zuvor bei dem Speicher in Aachen. Chemische Speicher – »Großspeicher« Pressemeldung 4:
  • 79. Das neueste und größte deutsche Pumpspeicherkraftwerk in Goldisthal kann 8 Stunden lang 1060 MW in das Netz zurückgeben. Es soll etwa 693 Millionen Euro gekostet haben. Man hätte auch 333 Stück vorgenannter Akku-Anlagen errichten können. Diese hätten dann etwa 8 Milliarden Euro gekostet. Dafür hätte man allerdings auch mehr bekommen: • Die Gesamtleistung hätte um 3,8 GW (statt »nur« 1,06 GW) gelegen. • Akkuspeicher können prinzipiell innerhalb von Millisekunden zwischen Lade- und Rückspeisemodus wechseln (Goldisthal dagegen lobt sich schon, innerhalb von 90 s vom vollen Pump- in den vollen Generatorbetrieb wechseln zu können). • Außerdem erreichen Akkuspeicher höhere Wirkungsgrade. Chemische Speicher – »Großspeicher« Pressemeldung 4 – Vergleich:
  • 80. Elektrolyse – Lagerfähigkeit von Gas – Wasserstoff hat eine hohe Energiedichte! Hat Wasserstoff eine hohe Energiedichte? Ja:  Energiedichte von Wasserstoff: 39,39 kWh/kg  Energiedichte von Erdöl, Erdgas: 10 kWh/kg … 14 kWh/kg Nein:  Energiedichte von Wasserstoff: 3,54 kWh/m³  Energiedichte von Erdgas: 7,0 kWh/m³ … 11,6 kWh/m³
  • 81. Elektrolyse »PtG« (Power to Gas – und wieder zurück mittels Brennstoffzelle!)  Wasserstoff auf 200 bar zu verdichten kostet – netto, d. h. isotherm und ohne die Verluste im Kompressor – 4,2% des H2-Brennwerts.  Durch die Kompression steigt die Energiedichte auf ≈ 0,7 kWh/l.  Das ist nur ungefähr 1/15 von z. B. Dieselkraftstoff / Heizöl. Der »echt-autarke Solarteur« benötigt also zur Vollversorgung seines Einfamilienhauses • Solarzellen, • einen Elektrolyseur, • einen Kompressor, • ein Brennstoffzellen-Kraftwerk, • einen für 200 bar zugelassenen Druckbehälter von 1225 m³ Inhalt – mindestens das Doppelte des damit versorgten Einfamilienhauses!
  • 82. Elektrolyse »PtG« (Power to Gas – und wieder zurück mittels Brennstoffzelle!) Wirkungsgrad Elektrolyseur: ≈ 75%; Wirkungsgrad Brennstoffzelle: ≈ 60%; → dieser Kreislauf insgesamt: ≈ 45%. Dann lieber doch den Wasserstoff in das bestehende Gasnetz einspeisen – ökologisch heizen mit »Solargas«. Das heißt: Durch Strom, der mit 12 ct/kWh vergütet wurde, mit einem Wirkungsgrad von 45% einen Brennstoff ersetzen, den man für 6 ct/kWh bekommt. Man kann es auch so formulieren: »Warum gießen Sie denn Wasser auf Ihr Blumenbeet? Sekt tut es doch auch!«
  • 83. Biogas – regenerativ und doch lagerfähig! Zumindest in Grenzen – siehe Wasserstoff • Doch Biogas ist Brennstoff, keine elektrische Energie, also gerade so lagerfähig wie jeder andere Brennstoff auch. • Biogas besteht zu etwa 40% bis 75% aus Methan (CH4). • Fast der gesamte Rest ist CO2, also Ballast. • Biogas sollte zur Stromerzeugung mit Gasmotoren dienen – während man Erdgas getrost weiter zum größten Teil »verheizen« darf. • Ebenso gut ließe sich umgekehrt verfahren, was zum Teil (in großen Gebäuden) auch geschieht. • Aber Biogas entsteht nun mal »auf‘m platten Land«, wo kaum Markt für Wärme vorhanden ist. • Biogas lässt sich durch einen aufwändigen Prozess dem Erdgas angleichen, bis es mit diesem »kompatibel« ist (»Bio-Erdgas«). Der große Durchbruch ist das allerdings auch wieder nicht.
  • 84. Biogas – regenerativ und doch lagerfähig! Zumindest in Grenzen – siehe Wasserstoff Aber warum eigentlich nicht? Denn: • Der Strombedarf Deutschlands wurde 2017 zu 7,3% von Biogas- Anlagen gedeckt. • Dem gegenüber hätte uns eine Speicherkapazität von »nur« 3,8% des Jahresbedarfs über sämtliche Dunkelflauten gerettet. • Würde man also das Biogas nicht direkt am Ort (und zur Zeit) der Entstehung dezentral in Gasmotoren verfeuern, • sondern komprimieren und zur Zeit des Bedarfs zentral in großen GuD-Anlagen einsetzen, wäre unser Speicherproblem gelöst! Aber diese Lösung wird eben nicht subventioniert.
  • 85. Potenzielle / Lageenergie – Realteil: Stauwasserkraft – regenerativ und lagerbar! Rechnen wir doch einmal nach: Auf dem Berg liegt ein See mit einem Speichervolumen von z. B. 1 km³, z. B. 10 km lang, 10 km breit und 10 m tief. Dieser enthält 109 t = 1012 kg Wasser. Da 1 kg Wasser ≈ 10 N wiegt, wiegt der Inhalt des Stausees 1013 N. Liegt dieser 100 m oberhalb des abfließenden Gewässers, entsteht beim Entleeren des Stausees eine mechanische Energie von 1013 N * 100 m = 1015 Nm = 1015 J = 1 PJ. Mit einem Wirkungsgrad von 70% ergibt das 200 GWh elektrisch.
  • 86. Von wegen dezentral: Die größten Kraftwerke der Welt sind Stauwasserkraftwerke! Das größte Kraftwerk der Welt ist das Drei-Schluchten-Projekt in China. Es entspricht rund 15 Mal dem Kernkraftwerk Brokdorf! Wasserstrom: im Mittel 32500 m³/s, max. 113000 m³/s Nenn-Höhenunterschied: 113 m Theoretisches Potenzial brutto: 127 GW Tatsächliche elektrische Leistung: »nur« 18,2 GW (Januar ≈ 4 GW) Also fließt zu Spitzenzeiten ein Teil des Wassers ungenutzt vorbei. Stauvolumen: 39,3 km³ (Bodensee: 48 km³) Speicher für 12 TWh, also fast 1 Monat Volllast-Betrieb! Hier steht ein gigantisches Stück Energiewende – wenn auch von Umweltschützern vielfach kritisiert. Dabei war der Anlass zum Bau ursprünglich der Hochwasserschutz.
  • 87. Von wegen dezentral: Die größten Kraftwerke der Welt sind Stauwasserkraftwerke! Für Jahrzehnte hielt das Wasserkraftwerk von Itaipú zwischen Brasilien und Paraguay den Rekord als größtes Kraftwerk der Welt (14 GW). Jahresproduktion: 103 TWh – mehr als in den 3 Schluchten! Entsprechend 10 KKW oder 18% des deutschen Stromverbrauchs! Damit ist eigentlich Itaipú noch immer das größte Kraftwerk der Welt. Wasserstrom: max. 62200 m³/s, jedoch zur Spitzenzeit nur 12% genutzt. Bis zu 88% fließen über die Staumauer. Mittlere Auslastung der Turbinen: 80%: Die Betriebsweise entspricht der eines Grundlastkraftwerks (Bandlast). Das Speichervolumen von 29 km³ (15 TWh) reicht mithin für ≈ 45 Tage. Auch wenn Grundlaststrom (in Deutschland) nur 3 ct/kWh wert ist, beschert das Kraftwerk den Betreibern einen Umsatz von 93 €/s. Itai-Puh! Das nennt man »cash flow«!
  • 88. Potenzielle / Lageenergie – Realteil: Stauwasserkraft – regenerativ und lagerbar! Stromverbrauch 2014 in der Schweiz: 57,5 TWh. In die Stauwasserkraftwerke + Pumpspeicherkraftwerke passen 8,8 TWh. Dies entspricht also dem Bedarf von fast 56 Tagen! Gebraucht würden für 100% Wasserkraft aber doppelt so viel. Warum denn das, wenn für Deutschland 15 Tage reichen würden? Deutschland verlässt sich auf Wind – passt besser zum Lastprofil. Laufwasserkraft 25,9% Stauwasserkraft 33,7% Kernkraft 31,7% konventionell 2,7% erneuerbar 2,0% Sonstige Erneuerbare 4,0% Thermische Erzeugung (mit Fernwärme) Stromproduktion in der Schweiz 2017
  • 89. Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke sind »bidirektionale Stauwasserkraftwerke« Durch die »Energiewende« steigt der Bedarf nach Speicherkapazität. Die EU hat daher die Potenziale für Pumpspeicherkraftwerke weiträumig untersuchen lassen. Die Studie stellte ein »riesiges Potenzial« von etwa 2,3 TWh fest, das in der EU, in Norwegen und der Schweiz noch erschlossen werden könnte. Davon allerdings mehr als die Hälfte eben in Norwegen. Dies muss jedoch als eine sehr ernüchternde Bilanz angesehen werden: Allein die Schweizer Stauwasserkraftwerke speichern 4 Mal so viel Energie wie man in der gesamten EU als Pumpspeicher-Potenzial sieht! In deutschen Pumpspeicherkraftwerken lassen sich nur 40 GWh lagern. Damit könnte nur 1/12 Deutschlands etwa 6 Stunden versorgt werden (oder das ganze Land für nur 1/2 Stunde, wäre die Leistung installiert).
  • 90. Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke sind viel kleiner als Stauwasserkraftwerke Wie kann es denn dann sein, dass Stauwasserkraftwerke so viel, Pumpspeicherkraftwerke aber so wenig Speicherkapazität erbringen? • Dies kann damit zusammenhängen, dass immer ein passendes Paar Seen gefunden werden muss (Entfernung, Höhendifferenz, Umgebungsbedingungen … nur nicht die Natur verändern, um natürliche Energie zu gewinnen!). • Oftmals muss (mindestens) einer der Seen erst gegraben werden. • Solche Fälle wurden wahrscheinlich nicht als »Potenziale« gezählt. Der Aufwand ist unverhältnismäßig viel höher als beim Aufstauen eines natürlichen Fließgewässers in einem natürlich vorhandenen Tal. Übrigens: Norwegen verfügt über kein einziges Pumpspeicherkraftwerk, denn dort, wo immer genügend Wasser von oben nach unten fließt, muss man niemals Wasser von unten nach oben pumpen.
  • 91. Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke Sehr viel ist das in Deutschland zur Zeit nicht wirklich … -10 GW 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 90 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland 2017 Erzeugung ohne Psp. turbinieren pumpen
  • 92. Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke … und dennoch ein wichtiger Beitrag zur Stabilität! -10 GW 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 90 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland 2017 Erzeugung mit Psp. turbinieren pumpen
  • 93. Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke … und dennoch ein wichtiger Beitrag zur Stabilität! -10 GW 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 90 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland 2017 Verbrauch ohne Psp. turbinieren pumpen
  • 94. Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke … und dennoch ein wichtiger Beitrag zur Stabilität! -10 GW 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 90 GW 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. P→ t → Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland 2017 Verbrauch mit Psp. turbinieren pumpen
  • 95. Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke Im passenden Maßstab erkennt man eher die Wirksamkeit -10 GW 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 90 GW 1.3. 3.3. 5.3. 7.3. 9.3. 11.3. 13.3. 15.3. 17.3. 19.3. 21.3. 23.3. 25.3. 27.3. 29.3. 31.3. P→ t → Pumpspeicher-Einsatz in Deutschland im März 2017 Erzeugung ohne Psp. Erzeugung mit Psp. Verbrauch ohne Psp. Verbrauch mit Psp. Laufwasser Stauwasser turbinieren pumpen
  • 96. Potenzielle Energie: Pumpspeicherkraftwerke Im passenden Maßstab erkennt man eher die Wirksamkeit -10 GW 0 GW 10 GW 20 GW 30 GW 40 GW 50 GW 60 GW 70 GW 80 GW 90 GW 1.1. 2.1. 3.1. 4.1. 5.1. 6.1. 7.1. P→ t → Pumpspeicher-Einsatz Anfang 2017 Erzeugung ohne Psp. Erzeugung mit Psp. Verbrauch ohne Psp. Verbrauch mit Psp. Laufwasser Stauwasser turbinieren pumpen
  • 97. Potenzielle / Lageenergie – Imaginärteil: ARES – Advanced Rail Energy Storage Ein großes Gewicht wird auf Eisenbahngleisen einen Berg hinauf gezogen und wieder herab rollen gelassen. Bekanntlich vollführt ein einziger ICE3-Triebzug diese Lade-Entlade- Übung auf einer einzigen Fahrt von Köln nach Frankfurt mehrere Male. Und etwa 1 MWh ist aufzuwenden, • um einen Güterzug von 1200 t Gesamtmasse • eine 300 m hohe Steigung hinauf zu befördern. Um das Pumpspeicherkraftwerk von Goldisthal zu ersetzen, müsste man also 8000 solcher Züge auf dem Berg abstellen. Das Argument für ARES lautet dann natürlich, wie immer, wenn etwas unwirtschaftlich ist: Arbeitsplätze! https://www.aresnorthamerica.com →
  • 98. Potenzielle / Lageenergie – Imaginärteil: ARES – Advanced Rail Energy Storage 382 Mannjahre Arbeit werden benötigt, um 1 GW zu installieren. Die Kosten lägen damit um 30 Mio. €. Dies würde jedoch bedeuten, dass • 100 Güterzüge • zu je 1000 t • mit einer Geschwindigkeit von 36 km/h • eine Steigung von 10% hinauf gezogen werden müssten bzw. herab rollen müssten. • Für 1 h Betriebszeit erfordert dies also • eine Gleisstrecke von 3600 km. • Die erforderlichen 30000 Güterwagen würden aber schon • um 3 Milliarden Euro kosten! Ach ja, und einen Berg mit Durchmesser 72 km an der Basis und 3600 m Höhe brauchen wir auch noch.
  • 99. Potenzielle / Lageenergie – Imaginärteil aus Wasser: Ringwallspeicher Ach was, ein neues Mittelgebirge lässt sich doch bei Bedarf auch künstlich aufschütten! Schon haben wir das neue Pump- speicher- kraftwerk!
  • 100. Potenzielle / Lageenergie – Imaginärteil aus der Erde: Stülpmembranspeicher Der »Solarteur« muss in seinem Garten ein Loch graben: 30 m Durchmesser, 200 m tief. Wenn der Garten so groß nicht ist: 10 m Durchmesser, 1800 m tief. Aber wenigstens gibt‘s als Nebenprodukt Geothermie. (www.poppware.de/Stuelpmembranspeicher/St uelpmembranspeicher_Aufbau_fbg.png)
  • 101. Potenzielle / Lageenergie Imaginärteil: STENSEA – Stored Energy in the Sea Eine Betonkugel mit 3 m Durchmesser wird im Bodensee versenkt, um mit überschüssiger Windenergie Luft hinein zu pumpen, das Wasser heraus zu drängen und bei Strombedarf wieder einströmen zu lassen. Das ist Hubarbeit: Der Wasserspiegel des Bodensees hebt sich dabei um 28 nm. Der Bodensee ist 250 m tief. Die Kugel hat ein Volumen von etwa 14 m³ (14 t Wasser). Das ergibt einen Speicher mit brutto 9,5 kWh (mechanisch).
  • 102. Potenzielle / Lageenergie Imaginärteil: STENSEA – Stored Energy in the Sea »Den IWES-Forschern zufolge wäre dies eine Möglichkeit, Strom direkt in der Nähe von Offshore-Windparks zwischenzuspeichern.« Doch warum sollen die Speicher unbedingt in der Nähe der Windparks angeordnet werden? Die Leitungswege dazwischen sind doch das geringste Problem und der kleinste Verlustfaktor des Ganzen. Offshore-Windparks in 250 m Wassertiefe sind »eine Herausforderung«. Gemäß einer anderen Quelle »entwickelten die Forscher einen Hohlkugelspeicher aus Beton mit einem Durchmesser von 30 m und einer Kapazität von 20 MWh.« Dies erfordert eine Tiefe von 525 m (brutto; bei 100% Wirkungsgrad).
  • 103. Potenzielle / Lageenergie Imaginärteil: STENSEA – Stored Energy in the Sea Tiefe laut www.energiesystemtechnik.iwes. fraunhofer.de/de/projekte/suche /laufende/stensea-storing- energy-at-sea.html 23 m 525 m Tiefe laut http://windmonitor.iwes.fraunhofer .de/windmonitor_de/4_Offshore/2_t echnik/4_Kuestenentfernung_und_ Wassertiefe
  • 104. Potenzielle / Lageenergie Imaginärteil: STENSEA – Stored Energy in the Sea Die durchschnittliche Wassertiefe der in 2015 zugebauten Anlagen betrug jedoch nur 23,6 m. Und um die Speicherkapazität des Pumpspeicherkraftwerks von Goldisthal zu erreichen, müssten 10000 Kugeln versenkt werden. Das Pumpspeicherkraftwerk von Goldisthal soll 693 Millionen Euro gekostet haben. Sollte es gelingen, für je 69300 Euro je eine Kugel zu versenken, so wäre dieses neuartige Pumpspeicherkraftwerk (denn nichts Anderes ist es) »nur noch« so teuer wie ein herkömmliches. Und wie kommt eigentlich die Luft in die Kugeln? Wird diese komprimiert an Land gelagert? Sonst haben wir nämlich wieder 50% Kompressions-Verluste.
  • 105. Kinetische Energie: Rotierende Schwungmassen Gedanken-Experiment: • Die Statorwicklung im KKW Olkiluoto (1,8 GW) sei über einen Umrichter ans Netz angeschlossen. • Der Antrieb fiele schlagartig weg, der Generator liefe aus und lieferte während dessen noch die volle elektrische Leistung. Wie lange würde es bis zum Stillstand dauern? www.tvo.fi/uploads/julkaisut/tiedostot/ydinvoimalayks_OL3_ENG.pdf
  • 106. Und das, obwohl … Knapp eine Sekunde lang könnte die kinetische Energie der Schwungmasse das Kraftwerk ersetzen!
  • 107. 0 l 20 l 40 l 60 l 80 l 100 l 120 l 140 l 160 l 180 l 200 l 0 kJ 20 kJ 40 kJ 60 kJ 80 kJ 100 kJ 0 bar 50 bar 100 bar 150 bar 200 bar V→ W→ p → W V »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher Kompression von 200 l Luft auf ein Volumen von 1 l (von 1 bar auf 200 bar)
  • 108. »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher geben nicht viel her 1 m³ Luft kann bei 200 bar also 107 MJ ≈ 30 kWh speichern. Damit ist das erforderliche Volumen etwa 10 Mal so groß wie das für einen entsprechenden Li-Ionen-Akkumulator.  Der Vorteil des Druckluftspeichers ist zwar: Der Inhalt kostet nichts.  Der Nachteil ist jedoch: Der Druckbehälter muss es »ganz schön in sich haben«. Daher denkt man an die Nutzung unterirdischer Erdgas-Kavernen. Etwa 700 Befüllungen mit Druckluft entsprächen dem Energiegehalt des zuvor abgebauten Erdgases. Allerdings stellt dieser Vergleich eine Gleichsetzung chemischer mit mechanischer Energie dar. Das muss dazu, wie immer, erwähnt werden, denn die Umwandlungs- Wirkungsgrade in elektrische Energie unterscheiden sich sehr.
  • 109. »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher – viel bleibt auf der Strecke Luft erwärmt sich durch die Kompression.  Die Wärmekapazität cV von Luft für den Fall konstanten Volumens ist etwa 1,4 Mal so groß wie die Wärmekapazität cp für konstanten Druck.  Luft kühlt sich wieder ab, und die Wärme verteilt sich in der Umgebung.  Nutzt man nun den Restdruck des abgekühlten Gases zur Gewinnung mechanischer Energie, dann kühlt es sich nochmals ab.  Das begrenzt den erreichbaren Wirkungsgrad auf kaum über 50%.  Die Verluste des Kompressors und seines Antriebsmotors sind darin noch nicht berücksichtigt.
  • 110. »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher sind keine Idee der Neuzeit Die einzige Anlage dieser Art wurde 1978 in Huntorf bei Elsfleth gebaut. Die Kröte des schlechten Wirkungsgrads musste man dort »auf’m platten Land« in Ermangelung von Pumpspeicher-Potenzial schlucken. Was tut man nicht alles, um das Verbundnetz insgesamt am Laufen zu halten? Die Anlage wäre aus wirtschaftlichen Gründen beinahe stillgelegt worden – doch dann kam die Energiewende, und das Kraftwerk blieb. Die Leistung der Turbine beträgt 321 MW elektrisch. Die Kaverne ist etwa 310000 m³ groß und wird mit ≈ 400 MWh Energie aufgeladen. Sie wird innerhalb von 8 Stunden mit 60 MW Kompressorleistung von 46 bar auf 72 bar aufgepumpt. Dies liefert Energie für rund 2 Stunden.
  • 111. »CAES« (compressed air energy storage): Druckluftspeicher sind keine Idee der Neuzeit Jedoch: Es handelt sich überhaupt nicht um eine reine Druckluftturbine, sondern um eine herkömmliche, mit Erdgas betriebene Brenngasturine. Lediglich die Hilfsenergie zum Vorverdichten der Brennluft stammt aus dem Speicher. Dies relativiert diesen Energiespeicher doch erheblich. Da die Anlage zur Regulierung des Tageslastgangs eingesetzt wird, darf man davon ausgehen, dass die Druckluft bei der Nutzung noch warm und die Nutzung entsprechend effizienter ist. Hiervon kann bei dem noch immer gesuchten Jahreslastgangspeicher eher nicht ausgegangen werden. Wollte man allein mit dieser Technik über den Winter kommen, müssten unter etwa 1/100 der Fläche Deutschlands Kavernen von im Mittel 25 m Höhe liegen. Na ja, denkbar wär‘s immerhin.
  • 112. Supraleitende magnetische Energiespeicher (SMES) sind reine Kurzzeitspeicher Prinzip: Speicherung von Energie in starken Magnetfeldern.  Supraleitende Spulen haben praktisch keine ohmschen Verluste.  »Hochtemperatur«-Supraleiter erlauben eine 100 mal höhere Stromdichte als Kupfer (von Aluminium gar nicht erst zu reden).  »Hochtemperatur« bedeutet hier um 100 K ≈ -170°C.  Daher muss der Speicher leider ständig gekühlt werden, ob er nun gerade voll oder leer ist.  Vorteil ist aber, dass sich eine höhere Induktivität erreichen lässt, da die Strompfade dichter beieinander liegen.
  • 113. Supraleitende magnetische Energiespeicher (SMES) speichern wenig und schlucken viel Diese Spule könnte z. B. aus 10000 Windungen eines Supraleiters von 10 mm² Querschnitt bestehen. Belastbarkeit: I ≈ 3000 A (statt 3 A bei Cu; 2 A bei Al). Induktivität (Faustformel): L ≈ 120 H. Energie-Inhalt: – gerade genug, um sich selbst eine Woche zu kühlen 0,9 m 1,0m 1,1 m 2 L 300kWh 2 L W I 
  • 114. Super-Kondensatoren (Supercaps) speichern wirklich elektrische Energie direkt Dieser »Supercap« kann ≈ 15 kJ elektrische Energie speichern. Ein »Elko« (Elektrolyt-Kondensator) dieser Größe könnte ≈ 150 J speichern. Das ist mal eben Faktor 100. Leider aber werden von diesem Supercap immer noch 230 Stück benötigt, um 1 kWh elektrischer Energie zu speichern. Und das kostet dann um 60 €/Wh (100 Mal so viel wie Solarstrom-Akkus)! Damit sind Superkondensatoren für die Energiewende ebenfalls »draußen«.
  • 115. Zur Lage der Speichertechnologien in Deutschland 2018: Gesicherte Leistung (BDEW): 85,9 GW, Pumpspeicherleistung (BDEW): 5,7 GW, Maximaler Bedarf (ENTSO-E): 78,8 GW. Stromerzeugung in Deutschland (ENTSO-E): 535,7 TWh, davon aus Pumpspeicherkraftwerken (365 * 0,018 TWh =): 6,2 TWh, Pumpspeicherkapazität in Deutschland: < 0,1 TWh, Speicherbedarf in Deutschland (ENTSO-E, 2015): ≈ 23,0 TWh. Für eine »Energiewende« ist die bestehende Pumpspeicher-Kapazität also ein Tropfen auf den heißen Stein (könnte Deutschland eine halbe Stunde lang versorgen – wenn sie es könnte). Alle anderen Speichertechnologien fallen dahinter, wie gezeigt wurde, noch um Größenordnungen zurück. Was nun?
  • 116. Moment, Moment! Geht doch: https://www.eon-solar.de/solarcloud Dort kann man eine »Cloud« mieten und im Sommer den überflüssigen Solarstrom hochladen, um ihn im Winter wieder abzurufen. Wo die Energie in der Zwischenzeit gelegen hat, steht dort nicht. Den Speicherplatz kann man jedoch ab 21,99 € im Monat anmieten. Als Stromkunde mit einem Grundpreis von 110,85 € (im Jahr!) fragt man sich dann schon, ob die Strom-Cloud einem den Strom klaut: Bezugspreis beim Versorger: z. B. 26 ct/kWh; Selbstkosten Solar-Einspeisung: z. B. 13 ct/kWh; Ersparnis durch Eigenverbrauch: 13 ct/kWh; »Hochladen« im Sommer: 2000 kWh; »Herunterladen« im Winter: 2000 kWh → Nullsummenspiel (Jahresverbrauch eines sparsamen Haushalts).
  • 117. Moment, Moment! Geht doch: https://www.eon-solar.de/solarcloud Dies lässt dreierlei erkennen: • Das Netz muss für die zweimalige Nutzung vorhanden sein, und das muss jemand finanzieren. Not macht erfinderisch. • Die großen, etablierten Stromkonzerne kämpfen um das nackte Überleben und müssen aus politischen, PR- und Akzeptanzgründen irgendetwas anbieten, das sich mit einem Etikett wie »Speicher« oder noch besser »Cloud« vermarkten lässt, aber gleichzeitig Geld abwirft. • Dahinter steckt der zwangsläufige Übergang weg vom Tarif nach Verbrauch zurück zum Grundtarif, denn nicht die Energie kostet viel Geld, sondern das Netz. Man soll nur nicht von außen auf den ersten Blick erkennen, was wirklich dahinter steckt.
  • 118. Moment, Moment! Geht doch: https://sonnenbatterie.de Ein alternativer Anbieter • verkauft Ihnen einen Solar-Akkumulator, • aber nicht das Recht, ihn selbst zu nutzen. • Das tut der Anbieter von sich aus, schaltet die Akkus »smart« zusammen und bietet an der Strombörse Primär-Regelleistung an. • Sie bekommen als Lohn dafür »Strom für lau«. Auch dieses Modell finanziert sich nur, weil der Kunde an jeder Kilowattstunde, die das Kraftwerk für 3 Cent verlassen hat, 27 Cent spart. Geht doch? Na, wenn das Netz, »einfach da« ist, dann schon…
  • 119. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  • 120. Folgerungen für die Energiewende: Überall das nutzen, was sich jeweils anbietet! Auf der Nordsee-Insel Texel steht nur eine neuzeitliche Windkraftanlage. Denn die schrecken ja Touristen ab. Historische gibt‘s mehrere. Denn die locken ja Touristen an.
  • 121. Merkwürdig: Texel wimmelt vor Solar-Anlagen Na ja, logisch – denn an der Nordsee herrscht stets eitel Sonnenschein. Wind dagegen ist nahezu unbekannt.
  • 122. Folgerung 1 für die Energiewende – dies ist nicht nachhaltig: Der Strompreis für einen Haushalt mit ≈ 3000 kWh/a liegt um 30 ct/kWh (im Mittel 29,86 ct/kWh mit Ust. laut BNetzA), davon: 27 ct/kWh für die Energie, 3 ct/kWh für die Möglichkeit, diese jederzeit bei einer Leistung bis zu 23,5 kW abzunehmen, obwohl er im Mittel nur 0,5 kW abnimmt. Die Versorgungskosten für einen Haushalt mit ≈ 3000 kWh/a liegen um 30 ct/kWh, davon: 3 ct/kWh für die Energie, 27 ct/kWh für die Möglichkeit, diese jederzeit bei einer Leistung bis zu 23,5 kW abzunehmen, obwohl er im Mittel nur 0,5 kW abnimmt.
  • 123. Folgerung 1 für die Energiewende – dies ist nicht nachhaltig: Ein Beispiel-Haushalt (2 Personen) zahlt heute z. B. (ohne Ust.) Grundpreis (Leistungspreis / Bereitstellungspreis): 110,85 €/a, Verbrauch (Arbeitspreis): 26,2 ct/kWh * 2778 kWh/a = 727,84 €/a, Summe (Stromrechnung): 838,69 €/a. Da aber • 2/3 der Erzeugung (schon seit eh und je) für 3 ct/kWh und • 1/3 der Erzeugung neuerdings »für lau« ins Netz gelangen, müsste der Tarif eigentlich so aussehen: Grundpreis (Leistungspreis / Bereitstellungspreis): 783,13 €/a, Verbrauch (Arbeitspreis): 2,0 ct/kWh * 2778 kWh/a = 55,56 €/a, Summe (Stromrechnung): 838,69 €/a. Entweder die bestehenden Tarife liegen weit entfernt von den Kosten. Oder die entstehenden Kosten bieten keinerlei Anreiz zum Sparen.
  • 124. 6 ct/kWh 9 ct/kWh 12 ct/kWh 15 ct/kWh 18 ct/kWh 21 ct/kWh 24 ct/kWh 27 ct/kWh 50 €/a 75 €/a 100 €/a 125 €/a 150 €/a 175 €/a 200 €/a 225 €/a 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 Grundpreis→ Jahr → Tarif (mit Stromsteuer, ohne USt) Folgerung 1 für die Energiewende – dies ist nicht nachhaltig: Liberalisierung ↓ Energie- krise 6 ct/kWh 9 ct/kWh 12 ct/kWh 15 ct/kWh 18 ct/kWh 21 ct/kWh 24 ct/kWh 27 ct/kWh 50 €/a 75 €/a 100 €/a 125 €/a 150 €/a 175 €/a 200 €/a 225 €/a 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018Arbeitspreis→ Grundpreis→ Jahr → Tarif (mit Stromsteuer, ohne USt)
  • 125. Folgerung 1 für die Energiewende – dies ist nicht nachhaltig: Sparsamkeit ist und bleibt aber eine wichtige Säule der Energiewende! Man finde also einen angemessenen Tarif für die einmalige Nutzung eines Netzes, das uns den Luxus bietet, zu jeder beliebigen Tages- oder Nachtzeit 24 kW daraus zu entnehmen. Während insgesamt für 80 Millionen Nutzer nur 80 GW gesicherte Leistung bereit stehen. Das ist nur 1 kW pro Nase. Der »Solarteur« dagegen nutzt das Netz ein zweites Mal und bekommt dafür 12 ct/kWh bezahlt! Dann darf er sich auch noch »autark« nennen, • wenn er im Sommer ungefähr so viel ins Netz speist • wie er im Winter daraus entnimmt.
  • 126. Folgerung 2 für die Energiewende – zwei neue Anforderungen an die Versorgung: • Anforderung an das Netz: Der altbekannte, aus Erfahrungswerten vorhersehbare Tageslastgang wird durch einen neuen, stochastischen Lastgang überlagert, der vorwiegend vom Wetter abhängt. Diese neue Anforderung ist beim gegenwärtigen Anteil solcher Einspeisungen von etwa 40% beherrschbar. • Anforderung an die Energie-Bereitstellung: Zusätzlich zum Tageslastgang müsste eigentlich ein Jahreslastgang eingeführt werden bzw. Berücksichtigung finden, der durch Energiespeicherung reguliert werden müsste. Zu diesem Problem ist zur Zeit – mit einer bedingten Ausnahme – keine Lösung verfügbar! Mal sehen, was geht und was nicht funktioniert →
  • 127. Die zu betrachtenden Punkte sind: 1. Grundsätzliches 2. Betrachtung der Lastprofile: Wann wird wo wieviel verbraucht? 3. Betrachtung der Einspeiseprofile: Wann kann was wo »geerntet« werden? 4. Energiespeicher: Vorstellung der zur Zeit diskutierten Speichertechniken 5. Folgerungen hieraus für die Energiewende 6. Gute Aussicht, schlechte Aussicht: Beurteilung der zur Zeit diskutierten regenerativen Erzeugungs-, Speicher- und Spartechniken 7. Bilanz
  • 128. Energie sparen: Aktuell wie eh und je Energie sparen ist – allen neuzeitlichen Umbenennungen zum Trotz – immer noch unsere beste Energiequelle (Bundesregierung). • Früher haben wir versucht, den Verbrauch fossiler Brennstoffe zu reduzieren; heute versuchen wir, die dabei entstehenden CO2-Emissionen zu reduzieren. • Früher haben wir unsere Rechnungen in D-Mark bezahlt; heute bezahlen wir sie in Euro. • »Raider heißt jetzt Twix; sonst ändert sich nix.« Diese drei Aussagen haben verblüffend viel gemeinsam: Die gleiche Menge Braunkohle lässt sich nicht mit weniger CO2- Emission verbrennen. Versuchen wir also lieber weiterhin, den Verbrauch einzuschränken!
  • 129. Gute Aussichten: Energie sparen mittels Wärmepumpen  Die Wärmepumpe ist die einzige Maschine, von der man sagen kann, sie habe einen Wirkungsgrad von (sogar weit) über 100%.  Denn es lassen sich mittels 1 kWh elektrischer Energie ≈ 3 kWh Wärme draußen einsammeln, also 4 kWh Wärme ins Zimmer bringen:  Wirkungsgrad ≈ 400%! COP = 4 (coefficient of production).  Damit ist gegenüber der Verbrennung im Haus sehr wenig gewonnen, wenn Strom aus Wärme mit nur 30% Wirkungsgrad erzeugt wird.  Je besser aber der Wirkungsgrad beim Erzeuger und beim Verbraucher wird, und je mehr »Naturstrom« im Netz fließt, desto besser sieht die Bilanz für die Wärmepumpe aus.  Hier steckt großes Potenzial, insbesondere wenn man bedenkt:  Die Wärmepumpe sammelt Wärmemüll draußen auf und hebt ihn – dank des alternativlosen Einsatzes elektrischer Energie in elektrischen Betriebsmitteln – auf einen im Haus nutzbaren Pegel.
  • 130. Gute Aussichten: Energie sparen mittels Wärmepumpen Prinzip: Kaltes noch kälter machen, um damit Warmes noch wärmer zu machen. Fakt 1: Gase / Dämpfe erwärmen sich beim Komprimieren. Fakt 2: Der Siedepunkt von Flüssigkeiten steigt mit dem Druck. Fakt 3: Das Verdampfen von Flüssigkeiten erfordert viel Energie. Vorgehensweise – erster Akt: Gas / Dampf wird komprimiert, erwärmt sich und wird der warmen Umgebung ausgesetzt. Dampf kondensiert, obwohl er wärmer ist als die warme Umgebung. Kondensationswärme wird frei. Vorgehensweise – zweiter Akt: Kondensat strömt in die kalte Umgebung, Druck wird abgelassen. Siedepunkt fällt, Flüssigkeit siedet, obwohl in kalter Umgebung, nimmt dabei viel Wärme auf und kühlt sich ab. Dampf strömt zum ersten Akt.
  • 131. Mäßig gute Aussichten: Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«) Hindernisse zentral / Großkraftwerk:  Rohrleitung (zu) lang,  »Carnot« senkt den Wirkungsgrad der Kraftwerke, wenn Wärme ausgekoppelt wird (Abwärme-Temperatur muss erhöht werden). Hindernisse dezentral / anwendernah:  Das Skalierungsgesetz,  ungenaue Deckung von Strom- und Wärmebedarf.
  • 132. Mäßig gute Aussichten: Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«) Prinzip: Thermisches Kraftwerk verwandelt chemische / nukleare Energie in 1/3 Strom und 2/3 Wärme. Doch warum »Verlustwärme«? Diese lässt sich noch für die Raumheizung verwenden! Auffällig: Dies  passt optimal zu oben genannten Werten! Doch leider: Verbrauch Primär-Energie eines Beispiel-Haushalts Wärme / Heizung 6500 kWh/a einschl. Warmwasser 1500 kWh/a Auto 800 l/a 8000 kWh/a Stromverbrauch 3000 kWh/a entspricht Primär-Energie 8000 kWh/a 8000 kWh/a
  • 133. Mäßig gute Aussichten: Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«) Last- profil H0 Haushalt (Tages- mittel- werte) 0 kWh/d 15 kWh/d 30 kWh/d 45 kWh/d 60 kWh/d 75 kWh/d 0 kWh/d 5 kWh/d 10 kWh/d 15 kWh/d 20 kWh/d 25 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pel→ t → Strombedarf eines Haushalts
  • 134. Mäßig gute Aussichten: Sparen mit Kraft-Wärme-Kopplung (»KWK«) Last- profile H0 Haushalt und HZ0 Nacht- speicher- heizung (Tages- Mittel- werte) kor- relieren leider nur wenig! 0 kWh/d 15 kWh/d 30 kWh/d 45 kWh/d 60 kWh/d 75 kWh/d 0 kWh/d 5 kWh/d 10 kWh/d 15 kWh/d 20 kWh/d 25 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pth→ Pel→ t → Strom- und Wärmebedarf eines Haushalts Strombedarf Wärmebedarf
  • 135. 0% 50% 100% 150% 200% 250% 300% 350% 400% 450% 500% 550% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. 0 kWh/d 15 kWh/d 30 kWh/d 45 kWh/d 60 kWh/d 75 kWh/d 0 kWh/d 5 kWh/d 10 kWh/d 15 kWh/d 20 kWh/d 25 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pth→ Pel→ t → Strom- und Wärmebedarf eines Haushalts Strombedarf Wärmebedarf Gute Aussichten nur mit: KWK + Fotovoltaik + Akku (»nur« zu teuer) Last- profile H0 und HZ0 hinterlegt mit Ein- speise- profil ES0 würden sich gut ergänzen
  • 136. Gute Aussichten nur mit: KWK plus Fotovoltaik plus Akku Aber wer soll das bezahlen?  Schon der Akku allein kann nur subventioniert bestehen.  Die Solar-Anlage ist ebenfalls durch das Erneuerbare-Energien- Gesetz (EEG) finanziert.  Dann kommt noch das Kleinkraftwerk hinzu (BHKW oder Brennstoffzelle).  Dazu der übliche Haus-Anschluss. Ehe diese Rechnung aufgeht, wird Energie noch erheblich viel teurer werden müssen.  Doch da dürfen wir ganz optimistisch sein …
  • 137. Bessere Aussichten: KWK und Wärmepumpe kombinieren Strom- ver- brauch einer Wärme- pumpe kor- reliert natur- gemäß mit dem Wärme- bedarf des Ge- bäudes 0 kWh/d 3 kWh/d 6 kWh/d 9 kWh/d 12 kWh/d 15 kWh/d 18 kWh/d 21 kWh/d 24 kWh/d 27 kWh/d 30 kWh/d 33 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pel→ t → Strombedarf eines Haushalts mitWärmepumpenheizung und Einspeisung eines Haushalts mit KWK Strombedarf mit Wärmepumpenheizung Strombedarf ohne Wärmepumpe 0 kWh/d 3 kWh/d 6 kWh/d 9 kWh/d 12 kWh/d 15 kWh/d 18 kWh/d 21 kWh/d 24 kWh/d 27 kWh/d 30 kWh/d 33 kWh/d 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. Pel→ t → Strombedarf eines Haushalts mitWärmepumpenheizung und Einspeisung eines Haushalts mit KWK Strombedarf mit Wärmepumpenheizung Strombedarf ohne Wärmepumpe Einspeisung KWK-Anlage
  • 138. Bessere Aussichten: KWK und Wärmepumpe kombinieren Optimaler Energiemix: Nachbarschaft eines Gebäudes mit KWK zu einem Gebäude mit Wärmepumpe:  Das Wärmepumpen-Gebäude erhält Strom für (indirekte – sehr sparsame) elektrische Heizung und für die Allgemein-Versorgung vom BHKW-Gebäude.  Das BHKW-Gebäude verbraucht Gas für 4/3 Gebäude.  Das BHKW-Gebäude erzeugt Strom für zwei Gebäude.  Das Wärmepumpen-Gebäude verbraucht kein Gas   2 Gebäude beheizt und mit Strom versorgt mit dem Bedarf der Gasheizung von 4/3 Gebäuden. Und das Ganze auch noch ohne jegliches »Smart Grid«; gesteuert nur vom gemeinsamen Wetter. Donnerwetter!
  • 139. Schlechte Aussichten: USV-Anlagen und Notstrom-Versorgungen »… mit USV-Geräten Primärregelleistung bereitzustellen …« (www.elektropraktiker.de/nc/fachinformationen/fachartikel/eine-usv-muss- mehr-koennen) Wann soll diese Technik denn zum Einsatz kommen?  Entweder braucht man die USV, weil der Strom ausfallen könnte – aber dann darf der Akku niemals schon vorher leer sein!  Oder man geht davon aus, dass der Strom schon nicht ausfallen wird bzw. wenn, dass dies dann »nicht so schlimm sein wird«. Dann braucht man aber keine USV. Dies entspricht wieder einmal der genialen Empfehlung: »Kaufen Sie sich eine Kuh! Dann haben Sie immer Fleisch und Milch«. Jedoch: Warum werden Notstrom-Aggregate nicht in der Spitzenlast eingesetzt? Aufwändiger ist schon die Fähigkeit zum Netzparallelbetrieb.
  • 140. Ziemlich schlechte Aussichten: Brennstoffzellen und Gasspeicher Der weltweit größte »Gasometer« fasst 600000 m³ Gas, entsprechend einem Brennwert von 2160 MWh. Wollte man z. B. ein Kernkraftwerk von 1,3 GW durch 1000 Wasserstoff- Brennstoffzellen zu je 1,3 MW (Wirkungsgrad 60%) ersetzen, wäre der Gasspeicher in genau einer Stunde leer. Besser geht‘s mit den schon erwähnten unterirdischen Kavernen. Diese jedoch erfordern die Kompression des Gases. Die Kaverne in Huntorf böte als Speicher für Brenngas (statt Druckluft) Platz, um 1/100 von Deutschland etwa 4 Tage lang mit Strom zu versorgen.
  • 141. Gute Aussichten zum Sparen mit Energie: Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«) Gasturbinen lassen sich schnell hochfahren und sehr schnell in der Leistung variieren. Damit stellen sie die optimale Ergänzung zu den regenerativen Einspeisungen dar. Ihre Arbeitstemperatur liegt deutlich höher als die von Dampfkraftwerken. Verbrennungstemperaturen bis maximal 1600°C lassen sich nutzen.  Das ist gut für den Carnot-Wirkungsgrad. Leider aber ist das Abgas mit ≈ 650°C auch noch ziemlich heiß.  Das ist schlecht für den Carnot-Wirkungsgrad.
  • 142. Gute Aussichten zum Sparen mit Energie: Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«) Was liegt da näher als das noch heiße Abgas zu nutzen, um damit Dampf zu erzeugen und zusätzlich eine Dampfturbine anzutreiben? Fertig ist die GuD-Anlage (Gas-und-Dampf-Turbine)! GuD-Anlagen erreichen traumhaft hohe Wirkungsgrade bis gut 60%. Dabei verfügt der Gasturbinenteil, der etwa 2/3 der Leistung erbringt, über genau die Vorteile, die der neue Energiemarkt benötigt:  Die Anlage läuft bei Anforderung schnell hoch.  Sie hat allerdings dann bei gut der halben Leistung ein »Plateau«, bis das Wasser endlich kocht.
  • 143. Gute Aussichten – mit leider teurer Energie: Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«) Und der Brenn- stoff Erdgas ist leider relativ teuer. 0% 3% 6% 9% 12% 15% 0 ct/kWh 1 ct/kWh 2 ct/kWh 3 ct/kWh 4 ct/kWh 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. Schwankung/Tag→ Preis→ t → Börsenpreise Erdgas 2018 Eröffnung Schlusskurs Tageshoch Tagestief Bandbreite
  • 144. Gute Aussichten zur Flankierung: Gas-und-Dampf-Turbinen (»GuD«) • 3 ct/kWh für das Gas zu bezahlen, • dann (leider immer noch) 40% der bezogenen Kilowattstunden durch den Kühlturm ins Freie zu blasen • und für die restlichen 60% wieder 3 ct/kWh zu bekommen ist eben etwas »unwirtschaftlich«. Hier sollte eigentlich der CO2-Handel helfen, denn:  Erdgas verursacht bei der Verbrennung weniger CO2 als Kohle.  Wegen des hohen Wirkungsgrades muss wesentlich weniger Erdgas verbrannt werden.  Doch der CO2-Handel läuft zur Zeit nicht so recht.  Und per se erneuerbar ist diese Technik nicht;  »nur« recht sparsam ist sie.
  • 145. Ganz schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. P/Pmittel→ t → HZ0: Nachtspeicherheizung 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 1.1. 31.1. 2.3. 1.4. 2.5. 1.6. 1.7. 1.8. 31.8. 30.9. 31.10. 30.11. 30.12. t → ES0: Fotovoltaik dient eben nicht der Entsorgung überflüssigen Fotovoltaik-Stroms …
  • 146. 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 16.6. 17.6. 18.6. 19.6. 20.6. 21.6. 22.6. 23.6. P/Pmittel→ t → Norm-Lastprofil HZ0: Nachtspeicherheizung Ganz schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« … oder zur Nutzung des Sonnenscheins im Sommer … zur Jahreszeit des meisten Sonnenscheins
  • 147. 0% 100% 200% 300% 400% 500% 600% 700% 800% 22.12. 23.12. 24.12. 25.12. 26.12. 27.12. 28.12. 29.12. P/Pmittel→ t → Norm-Lastprofil HZ0: Nachtspeicherheizung Ganz schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« … sondern zum Heizen der kalten Bude, wenn keine Sonne scheint! zur Jahreszeit des geringsten Sonnenscheins
  • 148. 0 d 25 d 50 d 75 d 100 d 125 d 150 d 175 d 1.1. 31.1. 2.3. 2.4. 2.5. 1.6. 2.7. 1.8. 1.9. 1.10. 31.10. 1.12. 31.12. Speicherstand Tagesverbräuche→ t → Bilanz-Verlauf über das Jahr Nachtspeicherheizung aus Sonne nach Einspeiseprofil EWE 2014 Nachtspeicherheizung aus Sonne nach Messung ENTSO-E 2017 Ganz schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« im Einsatz als »solare Energiespeicher«
  • 149. Gar nicht so schlechte Aussichten: »Strom im Wärmemarkt« – indirekt oder klein Doch ist von dieser Anwendung meist auch gar nicht die Rede (in der Überschrift vielleicht – aber nicht im Text). Eine Veröffentlichung z. B. widmet der »flexibilisierten« Nachtspeicher- heizung nur einen ganz kurzen Abschnitt und beschließt ihn mit: »Ob das System zukunftsfähig ist, bleibt abzuwarten«. Vielmehr geht es fast immer um • elektrische Warmwasser-Bereitung, • Zwangsbelüftungen mit Wärmetauschern in Wohnräumen • Wärmepumpen (die mit Nachtspeicherheizungen außer dem Ver- wendungszweck überhaupt nichts gemeinsam haben). So gesehen kann Strom im Wärmemarkt eine große Zukunft haben!
  • 150. Gute Aussichten? »HGÜ« spart Verlust? Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung Die Errichtung eines Umrichters an jedem Ende • ist mit erheblichem Aufwand verbunden und • frisst jeweils etwa 0,5% der Übertragungsleistung an Verlusten, etwa so viel wie 50 km Kabel. Nein, die Entscheidung für HGÜ geschieht stets aus anderen Gründen – nicht, weil diese Art der Übertragung weniger Verluste hätte. Außerdem ist es immer eine Frage der Auslegung und der Auswahl des Kabels, welche Höhe an Verlusten man denn nun zulässt: • Da die Verluste fast ausschließlich aus dem ohmschen Widerstand bestehen, kann man sie praktisch immer halbieren, indem man den Leiterquerschnitt verdoppelt – ob nun für Drehstrom oder Gleichstrom. • Ohne weiteres ließe sich die Freileitung überdimensionieren bzw. nicht voll auslasten – und schon zöge sie mit dem Erdkabel gleich.
  • 151. Gute Aussichten: »HGÜ« trägt weiter Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung Dies ändert allerdings nichts daran, dass die HGÜ einen wichtigen Baustein für die Energiewende bildet: • Der Einsatz von HGÜ wird unumgänglich, wenn längere Strecken als Erdkabel oder als Seekabel geführt werden sollen. • Auch kann HGÜ Verbundnetze untereinander verbinden, die nicht synchron laufen. Also: Das eine tun und das andere nicht lassen! Je mehr Leitungen und Netze, desto Energiewende.
  • 152. Schlechte Aussichten: »Wärme aus der Tiefe« – Geothermie Der Ausbau erfolgt nur in »homöopathischen Dosen«: Windkraft in Deutschland 2017: 55700 GW 104603 GWh/a Fotovoltaik in Deutschland 2017: 43300 GW 39895 GWh/a Geothermie in Deutschland 2017: 39 GW 35 GWh/a Das ist alles. Warum? Weil man so tief nicht bohren kann und will, dass es so richtig schön warm wird (Carnot). Selbst in Island stammt »nur« 25% des Stroms aus Geothermie! Warum? 75% stammt aus Wasserkraft; das geht halt trotz allem noch besser! Bei uns dagegen müsste man schon sehr viel Wärme aus der Erde holen, um davon nennenswerte Anteile in elektrische Energie umwandeln zu können (Carnot).
  • 153. Schlechte Aussichten: »Wärme aus der Tiefe« – Geothermie Auch die Zange zwischen dem Wachstumsgesetz und der dezentralen Erzeugung schlägt hier wieder voll zu: Um z. B. den Querschnitt einer Rohrleitung zu vervierfachen, genügt es, den Durchmesser zu verdoppeln. Damit verdoppeln sich auch der Umfang und also der Materialbedarf. Der Strömungswiderstand fällt dadurch sogar auf 1/16. Man baue also möglichst wenige möglichst große Anlagen! Umgekehrt führt die Vervierfachung des Sammelgebiets nicht zum vierfachen Ertrag, weil der Boden in der Umgebung schon »ausgelutscht« ist. Man baue also möglichst viele möglichst kleine Anlagen! Ja, was denn nun?
  • 154. Gar nicht so schlechte Aussichten: Geothermie im Verbund mit Wärmepumpen Geothermie hat eher eine indirekte Bedeutung für die Energiewende, da sie sich zum gemeinsamen Einsatz mit Wärmepumpen in der Raumheizung geradezu anbietet. Hierfür hilft eine geringfügige Anhebung der Ausgangs-Temperatur schon viel, um die Arbeitszahl / COP (coefficient of production) und den Ertrag beträchtlich zu erhöhen. Eine Wärmepumpenheizung kann also gerade dadurch effizient, attraktiv und Kosten deckend werden, dass sie das Erdreich (mit Tiefenbohrung) als Wärmequelle nutzt.
  • 155. Dünne Aussichten: »Blaue Energie« ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer 1. Meeresströmungen lassen sich wie Fließgewässer nutzen. 2. Gezeitenkraftwerke nutzen den Tidenhub. • Träfen die größten Buchten der Erde (Sognefjord in Norwegen) • mit dem größten Tidenhub zusammen, so läge das Potenzial um 2 GWh – und das 4 mal täglich. 3. Wellenkraftwerke nutzen die Wellenbewegung des Wassers. Vier Stück in Schottland und Portugal zu je 750 kW waren in Betrieb. Eine läuft noch. 4. Osmosekraftwerke nutzen den osmotischen Druck, wo Frischwasser in das Salzwasser des Meeres fließt. 1 m² Membran kann etwa 3 W erzeugen.
  • 156. Dünne Aussichten: »Blaue Energie« ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer 5. Thermohaline Auftriebskraftwerke: Seewasser ist an der Oberfläche wärmer als am Meeresgrund. Andererseits ist der Salzgehalt in der Tiefe geringer. Der Salzgehalt hat mehr Auswirkung auf die Dichte als die Temperatur: Die Dichte ist oben höher. Man führe also ein Rohr von der Oberfläche in die Tiefe. Wasser steigt im Rohr auf, erwärmt sich, behält aber den niedrigeren Salzgehalt bei. Auftrieb: Etwa 15 N/m³. Ertrag für Wassertiefe 3000 m und eine 2 m dicke Leitung: ≈ 1 MW. (www.weirdscience-club.de/index.php?option=com _content&view=article&id=110:sabrina-behrens-alice-knauf-thermohalines- auftriebskraftwerk&catid=44:naturpur-08&Itemid=76)
  • 157. Dünne Aussichten: »Blaue Energie« ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer 6. Tiefseespeicherkraftwerke (»TSSKW«): Man setze 1000 »Sinkkörper« (z. B. aus Beton) mit einer Masse von je 45 t in ein »Kraftwerksschiff«. Abzüglich Auftrieb bleibt eine Gewichtskraft von etwa 300 kN. Bei 6000 m Tiefe ergibt sich eine Energie-Lagerkapazität von 1000 * 300 kN * 6 km = 1800 GNm = 1800 GJ ≈ 491 MWh. Damit könnte ein solches Schiff immerhin etwa 500 km weit fahren. In der betreffenden Veröffentlichung jedoch sind die Sinkkörper quaderförmig statt strömungsgünstig gestaltet. Bei der vorgeschlagenen Geschwindigkeit von 2 m/s ergibt dies einen Strömungswiderstand von rund 5 kN. Und was ist mit dem Strömungswiderstand des 6 km langen Seils?
  • 158. Dünne Aussichten: »Blaue Energie« ist auch grün – sechs Energien aus dem Meer 6. Tiefseespeicherkraftwerke (»TSSKW«): Letztlich sind diese Detailfragen auch müßig, denn: Es ist unklar, wie die elektrische Energie zum Kraftwerksschiff und wieder von dort fort geleitet werden soll. Ein Seekabel wird der Einfachheit halber als vorhanden vorausgesetzt. Es gibt aber keine Seekabel in der Tiefsee. 6 km Seekabel wiegen über 30 t. Ein Seekabel trägt aber keine 30 t. Es reißt also schon gleich beim Verlegen ab. (https://www.vde.com/DE/FG/ETG/PBL/MI/2016-01/Seiten/Download.aspx)
  • 160. Auslaufmodell: Solarthermie … und Parabolrinnenkraftwerke …
  • 161. Auslaufmodell: Solarthermie … und Aufwindkraftwerke wurden von der Fotovoltaik überholt.