Von: Gastautor
Deutschland und die Welt sollen „klimaneutral“ werden. Das bedeutet in der Denkweise vieler Personen, die derzeit durchaus politisch und gesellschaftlich maßgeblich sind, einen Netto – Null – Ausstoß von Kohlenstoffdioxid. Ob die Annahme, dass mit den Kohlenstoffdioxidemissionen das Klima der Erde tatsächlich zu „steuern“ wäre, auch nur ungefähr der Realität entspricht, soll nicht Gegenstand dieses kurzen Textes sein. Dafür wäre eine wesentlich ausführlichere und komplexere Darstellung von Sachverhalten nötig. Hier soll es darum gehen, dass nach den Vorstellungen einiger Protagonisten nicht nur ein „Netto – Null – Ziel“ für Kohlenstoffdioxid zu erreichen ist, sondern dass die Energiegewinnung möglichst ausschließlich auf „erneuerbaren Energien“ und dabei maßgeblich auf der Wandlung von kinetischer Energie des Windes und der Strahlungsenergie der Sonne in elektrische Energie beruhen soll. Wie realistisch ein solches Vorhaben ist, zeigen die realen Wetterdaten des Zeitraumes vom 26.11.2022, 0.00 Uhr bis 10.12.2022, 24.00 Uhr, also während 15 Tagen.
Unten sehen Sie die Darstellung der hypothetischen Energieerzeugung der BRD im Jahr 2040 nach dem von der dt. Bundesregierung geplanten Ausbau der „Erneuerbaren Energien“ auf (jeweils Nennleistung laut „Agora – Energiewende“, einem grünen „Thinktank“):
Wind onshore: 140 Gigawatt (GW). Gegenüber heute ist das knapp 2,5 mal mehr Nennleistung an Land.
Wind offshore: 59,5 GW. Gegenüber heute ist das etwa 7,5(!) mal mehr Nennleistung auf See.
Fotovoltaik (PV): 300 GW. Gegenüber heute ist das etwa 5(!) mal mehr Nennleistung mit einem Flächenbedarf von insgesamt 1500 – 1700 km².
Biomasse: 5 GW. Das sind etwa 53% der Nennleistung von heute, da u.a. weniger Fläche für den Anbau von „Energiepflanzen“ zur Verfügung steht, auch durch den Ausbau von Wind und PV. Zudem will man in der BRD möglichst „weg“ von Verbrennungen.
Wasserkraft: 5,7 GW. Das ist ca. eine 15%ige Steigerung gegenüber heute. Und dann praktisch alles, was die Topographie der BRD halbwegs sinnvoll hergibt.
Teilweise werden auch andere Zahlen für „Ausbauziele“ genannt. Je nach Quelle wird ein „nur“ fünffacher Ausbau der Windkraft auf See, dafür aber ein dreifacher Ausbau an Land propagiert. In anderen Fällen eine Steigerung der Fotovoltaik – Nennleistung auf bis zu 400 GW (was dann mehr als 2000 km² Fläche erfordern würde). Allen Szenarien ist die massive Steigerung (nebst anfallender Kosten) und mengenmäßige Konzentration auf „Wind“ und „Solar“ gemeinsam.
Die Ergebnisse des o.g. Ausbaus in Bezug auf die Bereitstellung elektrischer Leistung würden, wenn man die Wetterverhältnisse der zwei Wochen vom 26.11.22 bis 10.12.22 zugrunde legt, im Jahr 2040 so aussehen wie im Diagramm unten dargestellt. Die Grafik entstammt dem „Agorameter“ der „Agora – Energiewende“, wie gesagt, einem grünen „Think – Tank“, der dem „erneuerbaren Ausbau“ nicht eben skeptisch gegenübersteht. Die Daten des „Agorameters“ stammen von den Übertragungsnetzbetreibern in Europa (Entsoe – E):
Grafik 1 entnommen aus dem „Agorameter“ der „Agora Energiewende“ am 11.12.2022, 10.11 Uhr:
Die in pink gehaltene Kurve „Zukünftige Nachfrage (flexibilisiert)“ stellt die elektrische Leistung dar, die gebraucht wird, nachdem alles, was in der Theorie angedacht ist, um ein „erneuerbares Netz“ zu stabilisieren, schon durchgeführt wird: Z.b. stundenweise abschaltbare Wärmepumpen (von denen es zu diesem Zeitpunkt etliche Millionen geben soll), E – Autos, die nur zu bestimmten Zeiten laden dürfen/können und über bidirektionale Ladepunkte auch als „Speichermasse“ zur Verfügung stehen, d.h. die Akkus der Fahrzeuge würden zur Stabilisierung von Frequenzschwankungen des 50 Hz – Netzes benutzt, Industrieunternehmen, bei denen „Lastabwürfe“ durchgeführt werden können (und die für dieses „Strom abschalten“ entschädigt werden müssten…→Kosten dafür würden dem Strompreis zugeschlagen, bzw., sollte dies nicht geschehen, werden diese Firmen abwandern oder schlicht schließen), usw. …
Wie es in solchen Wetterphasen, wie sie in den genannten zwei Wochen vorlagen, in 2040 aussehen würde, zeigt die Grafik überdeutlich. Der Bedarf an elektrischer Energie, der aus „irgendwelchen“ anderen Quellen als den Erneuerbaren hätte kommen müssen, beträgt für diese zwei Wochen ca. 14800 GWh. Das ist gewiss nur eine grobe Überschlagsrechnung anhand der Fläche der Residuallast im Diagramm. Für eine exakte Analyse des Energiefehlbetrages müsste man diese grau gefärbte Residuallast [Residuallast = Benötigte elektrische Leistung minus Einspeisung aus volatilen, i.d.R. erneuerbaren Quellen.] anhand der Datenpunkte genügend exakt annähern (eine Entwicklung z.B. in einer Fourierreihe wäre möglich) und dann über die Zeit integrieren. Letztlich bestimmt man auch damit die Fläche unter der Kurve. Das wäre genauer, allerdings sollte man dann viertelstündliche Daten verwenden, nicht nur, wie Agora, stündliche. Ein solches, zeitaufwändiges Vorgehen ist aber, ob des gigantischen Energiefehlbetrages, überhaupt nicht notwendig. Dies deshalb, weil es für die Schlussfolgerungen, die daraus gezogen werden müssen, egal ist, ob in diesen zwei Wochen „nur“ 14000 GWh oder 16000 GWh bzw. noch mehr fehlen. Der tatsächliche Wert wird eher etwas höher als die 14800 GWh liegen, da diese von mir eher vorsichtig kalkuliert sind.
Die fehlende Energiekapazität entspricht in jedem Fall ca. 740 Mal „Nante de Drance“, das zusammen mit dem Pumpspeicherwerk „Limmern“ das größte Pumpspeicherkraftwerk der Schweiz ist und von interessierter politischer und journalistischer Seite gerne als die „Wasserbatterie Europas“ bezeichnet wird [https://www.trendingtopics.eu/nante-de-drance-so-funktioniert-die-neue-wasser-batterie-der-schweiz/.].
Allemal interessant, dass man z.b. auf deutscher bzw. europäischer Ebene glaubt, einfach über die Anlagen in anderen Ländern verfügen zu können – vielleicht kommt sonst die Kavallerie…? [Wem das nichts (mehr) sagt, sucht einfach einmal nach „Steinbrück“ und „Kavallerie“ im Internet.]. Alternativ entspräche das knapp zwei mal dem gesamten Speichersee – Park (gemeint sind nicht nur die Pumpspeicher, sondern alle Speicherkraftwerke) der Schweiz – nur zum Ausgleich für diese zwei Wochen mit „schlechtem Wetter“ in der BRD.
Um nicht falsch verstanden zu werden: Ein möglichst freier Handel mit elektrischer Energie aus verschiedenen Erzeugerquellen ist m.E. zu begrüßen. Wenn also Region oder Land X an Region oder Land Y elektrische Energie liefert, dann ist das ein ganz normaler Handel. Falls allerdings von verschiedener Seite praktisch vollständige Zugriffsmöglichkeiten zu jeder Zeit auf alle möglichen Quellen in allen möglichen Ländern schon vorausgesetzt werden und davon ausgegangen wird, dass diese Quellen dann schon liefern werden (oder „zentralplanerisch“ gedacht: Gefälligst zu liefern haben!), dann geht das mit Sicherheit – in Wetterphasen wie der oben genannten – nicht gut aus.
Vor allem wenn bereits rein physikalisch, ob der Größenordnung des Problems, eine ausreichende Lieferung gar nicht mehr möglich ist.
Denn mit noch anderen Worten ausgedrückt: Die Nachbarn der BRD hätten in diesen zwei Wochen ca. 25% der derzeitigen elektrischen Jahresenergieproduktion der Schweiz allein für Deutschland zur Verfügung stellen müssen. Denn andere Energiequellen als die o.g. wollen die entsprechenden politischen und gesellschaftlichen Kräfte in der BRD innerhalb ihrer Grenzen in Zukunft möglichst nicht haben.
Ist das realistisch?
Und falls man diese Frage bejaht: Mit was für Energiequellen in den Nachbarländern? Es ist heute schon etwas befremdlich, dass die BRD aus Kernenergie und Kohleverstromung aus Sicherheits – und Umweltschutzbedenken aussteigt, aber nicht das geringste Problem mit „Atomstrom“ aus Frankreich und Tschechien bzw. „Kohlestrom“ aus Polen hat.
Und dann bleibt noch die Frage: Mit welcher Übertragungskapazität? In der Spitze, bei Wetterverhältnissen wie am 6.12.22, müssten im Jahr 2040 über 84 GW elektrische Leistung über die Grenzen der BRD übertragen werden – das ist mehr als die gesamte elektrische Leistung, die die BRD heute in der Spitze braucht. Zwar ist letzteres bei einem nochmal deutlichen Ausbau der Interkonnektoren (vereinfacht: Grenzkoppelstellen für die Elektrizitätsübertragung zwischen Landesgrenzen) mittels Hochspannungs – Gleichstromübertragung (HGÜ) prinzipiell möglich. Aber so lange die benötigten Energiemengen eben nicht zur Verfügung stehen, würden selbst sehr hohe potentielle Leistungsübertragungskapazitäten sinnlos sein.
Alternativen:
1.) Ein unkontrollierter Blackout, der auch andere Länder in Europa betreffen würde. Aus Erfahrungen, bei auch nur vergleichsweise kleinen Pannen in der Vergangenheit, bis hinunter nach Spanien. S. hier:
Einige Länder, z.B. Polen, versuchen sich inzwischen mit Phasenschiebertransformatoren [Erklärung des Begriffes: https://de-academic.com/dic.nsf/dewiki/2543324] an ihren Grenzen vor derartigen Entwicklungen zu schützen. Es ist damit zu rechnen, dass diese „Grenzregime“ in Zukunft in noch mehr Ländern, dann auch mit leistungsfähigeren Unified-Power-Flow-Controllern, ausgebaut werden um sich vor unkontrollierten Stromflüssen und damit Blackouts schützen zu können. Denn das, was in den o.g. zwei Wochen zu wenig vorhanden war, kann bei anderen Wetterverhältnissen auch im Überfluss vorliegen. Wären z.B. nur 50% der installierten Nennleistungen, die oben genannt wurden, tatsächlich aktiv, würde die BRD dann einen Überschuss von 100 bis 150 GW ins europäische Netz schicken (oder müsste entsprechend abregeln, den nicht produzierten Strom aber den „Produzenten“ trotzdem vergüten, da diese sonst kaum rentabel arbeiten können). 100 – 150 GW ist die 15 – bis 18 – fache Leistung dessen, was die Schweiz heute an einem kalten Winterarbeitstag im Durchschnitt an Leistung benötigt!
Die Idee, solche potentiellen Überschüsse zu speichern, ist ebenfalls umsetzbar, aber aus mehreren Gründen grotesk. Weiter unten werde ich dazu noch etwas sagen.
2.) Ein „Brownout“ während solcher Wetterbedingungen. Das bedeutet die geplante Abschaltung großer Regionen. Dies würde mindestens die BRD, aber auch andere Länder in Mitteleuropa, die NUR auf die genannten erneuerbaren Energien setzen, betreffen.
Was das für die Produktionsketten in Europa bedeuten würde, kann sich jeder selbst überlegen. Denn ein solcher Brownout wäre nahezu total (z.B., s. Grafik, vom 29.11. bis 2.12, vom 6.12 auf den 7.12 oder vom 9.12. auf den 10.12.). Das, was zu diesen Zeiten zur Verfügung stehen würde, würde nicht ausreichen, um ein Land am Laufen zu halten. Schon gar nicht mit Wärmepumpen als bevorzugter Heizquelle, wenn es einmal wirklich kalt werden sollte und weitgehend elektrisiertem Verkehr. Und selbst in den Phasen während dieses
Zwei – Wochen – Zeitraumes, in denen die Energieversorgung „etwas“ besser aussehen würde (s. Grafik oben), kann man Wirtschaftsunternehmen und überhaupt das gesellschaftliche Leben nicht im Stundentakt an – oder ausknipsen „wie eine Nachttischlampe“. Für etliche Regionen würde es aber auch in den „besseren“ Phasen dieses Zeitraumes nicht ausreichen.
Zudem: Aufgrund der Quelle („Agora Energiewende“) und ihrer ideologischen Ausrichtung, [z.B.: Der frühere Direktor von „Agora“ ist heute Staatssekretär im Bundeswirtschafts – und Klimaministerium des deutschen Wirtschaftsministers Habeck.] ist ein Problem noch nicht berücksichtigt. Der hohe geplante Windkraftausbau, s. oben, beeinflusst die Erträge:
Zum einen, weil die besten Windstandorte schon heute „besetzt“ sind, weiterer Zubau in der o.g. Größenordnung, vor allem an Land, also zwangsläufig an ungeeigneteren Standorten erfolgen muss. Zum anderen, weil es einen Energieerhaltungssatz gibt. Eine doppelte, dreifache oder noch höhere Dichte an Windkraftanlagen in einem Gebiet erbringt nicht mehr den entsprechend doppelt-, dreifach-, …höheren Ertrag, weil sich die Anlagen gegenseitig „verschatten“: Die kinetische Energie des Windes, die in einer Anlage umgewandelt wurde, steht der nächsten Anlage eben nicht mehr zur Verfügung. Bei geringer Dichte an Windkraftanlagen, die entsprechenden Abstand voneinander haben, ist das vernachlässigbar. Bei hohem Ausbaugrad hingegen nicht mehr. Vor allem auf See gibt es dazu bereits einige Untersuchungen.
Zum Teil könnte das wohl durch Anlagen mit größerer Nabenhöhe als heute kompensiert werden, da die Windverhältnisse mit der Höhe besser werden und die elektrische Einspeiseleistung mit der 3. Potenz der Windgeschwindigkeit ansteigt. Das wäre allerdings hauptsächlich an Land eine Option. Die Anlagen auf See sind heute schon sehr groß. Ob das Problem damit vollständig kompensierbar wäre, ist eine andere Frage, die bisher niemand konkret beantworten kann, weil die notwendigen Daten dazu fehlen und auch nicht erhoben werden. Auch welche Auswirkungen die Entnahme von mehreren hundert TWh(!) Energiepro Jahraus Strömungen der Atmosphäre auf relativ kleinem Raum für lokale und auch regionale klimatische Bedingungen haben könnte, ist weitgehend unerforscht. Im Gespräch sind Temperaturerhöhungen und mangelnder Niederschlag, was – sofern das tatsächlich der Fall ist – aufgrund der Motivation zur Errichtung dieser Anlagen ein schlechter Scherz wäre.
Der reale Ertrag an elektrischer Energie aus Windkraftanlagen in 2040 könnte also durchaus noch um einige/evtl. etliche Prozente niedriger sein. Denn „Agora“ rechnet bisher einfach mit einem „Dreisatz“ aus den heute tatsächlich anfallenden elektrischen Leistungen und den installierten Nennleistungen hoch.
Und selbst wenn der Ertrag aufgrund der größeren Nabenhöhen sogar noch etwas höher liegen würde: Was würde das angesichts des genannten Energiefehlbetrages für einen Unterschied machen?
Einige Worte noch zur geplanten Speicherung von überschüssiger elektrischer Energie (falls diese gerade anfällt) in Form von Wasserstoff. Man hört oft, leider auch von Personen, die es besser wissen könnten: „Aber die Überschüsse aus dem Sommer und/oder wenn der Wind stark weht, werden doch gespeichert“.
Natürlich fallen im Sommer – vor allem aufgrund der hohen PV – Nennleistungen – tatsächlich Energieüberschüsse an. Evtl. auch einmal sonst im Jahr bei starkem Wind. Betrachten wir die Situation mit dem „Agorameter“ im Jahr 2040 mit dem Wetter im Juli 2022. Ich habe den Juli 2022 gewählt, weil in diesem Monat das Wetter sehr gut für die „Erneuerbaren“ war. Im August 2022 hat es deutlich schlechter ausgesehen, im Juni ebenfalls, im Mai etwa gleich gut:
Grafik 2 entnommen aus dem „Agorameter“ der „Agora Energiewende“ am 17.12.2022, 10.15 Uhr.
Am 3. Juli wären um die Mittagszeit aufgrund der PV – Spitze etwa 100 GW zu viel Leistung im Netz. Wenn auch nur für 2 bis 3 Stunden, während die Sonne am höchsten steht. Bzw. das wäre sie nicht, denn das Netz würde dabei sofort zusammenbrechen. Man müsste also mit dieser Leistung irgendetwas „machen“. Betrachtet man die Energiemengen (wieder könnte man über die Flächen hochrechnen, ich bin hier aber einen anderen Weg gegangen, s. unten), so zeigt sich, dass die hauptsächlich in der Nacht zusätzlich benötigte Energie (graue Fläche „Residuallast“) in diesem Juli 2040 rein rechnerisch tatsächlich über die Überschussproduktion am Tag zur Verfügung gestellt werden könnte. Ich habe zu Berechnung der zur Verfügung gestellten elektrischen Energie diesmal das Tool von „Energy – Charts“ benutzt. Die Daten werden von den Netzbetreibern, der Bundesnetzagentur und dem statistischen Bundesamt zur Verfügung gestellt.
Dabei habe ich die von Solar, Wind onshore, usw…. im Juli 2022 zur Verfügung gestellten elektrischen Energiemengen mit den o.g. Ausbaufaktoren multipliziert, bin also wie „Agora“ vorgegangen. Die elektrische Energie, die im Juli 2040 laut „Agorameter“ gebraucht würde, habe ich aus dem Lastverlauf („Zukünftige Nachfrage flexibilisiert“) durch eine Mittelwertbildung aller Tage und Nächte berechnet. Vorsichtig geschätzt würde man damit im Juli 2040 ca. 65000 GWh benötigen, während die erneuerbaren Quellen insgesamt über den Monat ca. 72000 GWh liefern. Man hätte also einen Überschuss von ca. 7000 GWh auf Monatsbasis. Auch hier kann es aufgrund der Näherungen bei der Berechnung wieder zu Abweichungen kommen, die Zahlen sind aber mit absoluter Sicherheit nicht völlig falsch. Und es geht mir hier um eine realistische Abschätzung. Nun möchte man die überschüssigen 7000 GWh in Form von „Wasserstoff“ speichern. Dafür benötigt man:
1.) Elektrolyseeinheiten, die mit Hilfe der überschüssigen elektrischen Energie Wasser in Wasserstoff und Sauerstoff aufspalten.
2a.) Direkte Speichermöglichkeiten für diesen Wasserstoff, der vorher verdichtet oder gar verflüssigt werden muss (Schmelztemperatur von Wasserstoff: ca. -253°C!)
2b.) Alternativ: Anlagen zur Weiterverarbeitung des entstehenden Wasserstoffs zu Ammoniak, NH3, oder Methan, CH4, evtl. auch noch anderen Stoffen. Die beiden erstgenannten Stoffe sind wesentlich leichter zu lagern als Wasserstoff, erfordern aber zusätzliche industrielle Anlagen, um sie herzustellen.
3.) Rückverstromungsanlagen, in denen der Wasserstoff, das Ammoniak bzw. das Methan wieder oxidiert werden können, um daraus elektrische Energie zu gewinnen. Das sind im wesentlichen Gasturbinen/Gaskraftwerke und/oder Brennstoffzellen. Bei Ammoniak käme auch noch eine Rückaufspaltung in Frage, um wieder reinen Wasserstoff zu erhalten, der dann oxidiert wird. Diese Rückaufspaltung würde allerdings weitere Anlagen erfordern.
Zu beachten ist: Alle oben genannten Komponenten müssten darauf ausgelegt sein, die maximal auftretenden Überschussleistung aufzunehmen, wenn man wirklich alles nutzen will, was an erneuerbaren Energien anfällt. Am 3. Juli 2040 wären das, wie gesagt, in der Spitze etwa 100 GW gewesen. Nun kann man sich die Grafik 2 (bitte alternativ den Internetlink oben benutzen, die Grafik dort ist größer) oben anschauen und sieht, dass das natürlich nur sehr selten der Fall wäre (bestenfalls einige wenige Dutzend Stunden im ganzen Monat). Und noch schlimmer: Eigentlich müssten die Kapazitäten 1 – 3 oben noch für wesentlich höhere Leistungen ausgelegt sein. Denn was passiert, wenn an einem sonnigen Tag noch der Wind weht? Entweder auch diese zusätzlichen Energiemengen können aufgenommen werden oder man müsste dann doch „abregeln“.
Auch die Rückverstromungsanlagen müssten auf maximale elektrische Leistungsbereitstellung ausgelegt werden. Und zwar auf die, die im Winter benötigt wird, (mindestens über 80 GW, s. oben). Diese Höchstleistungen würden dann aber nur sehr(!) selten abgefragt werden. Vorhanden sein müssen sie aber. Kurz: Man müsste Überkapazitäten in erheblichem Umfang aufbauen, die dann „fast nie“ wirklich ausgenutzt werden können. Was das für die Kosten bedeutet, kann sich jeder selbst überlegen. Ein Studium der Ökonomie ist dafür sicher nicht nötig.
Und ist das nachhaltig bzw. ökologisch? Solche Anlagen bestehen aus Rohstoffen, die irgendwo abgebaut und verarbeitetet werden müssen. Sie müssen gewartet und instand gehalten werden. Und irgendwann müssen sie ersetzt, d.h. neu gebaut werden. Wirklich „gearbeitet“ haben sie während dieses Zeitraumes aber nur einen sehr geringen Anteil der Zeit. Dass das ständige „Hoch – und Runterfahren“ der Anlagen von „Null“ auf „Teillast“, manchmal auch auf „Volllast“ und wieder zurück auf Null mit hohen Leistungsgradienten auch zusätzlichen Verschleiß bedeutet, sei ebenfalls angemerkt.
Das bisherige Argument umfasste den finanziellen und ökologischen Aspekt. Schlimmer ist allerdings ein weiterer Punkt: Auf dem Weg von Elektrolyse über Speicherung, evtl. mit Umwandlung in Ammoniak/Methan bis zur Rückverstromung geht aus thermodynamischen Gründen(!), d.h. nicht aufgrund mangelnder Ingenieurskunst, ein Teil der eingesetzten Energie als Wärme verloren, mit der man praktisch nichts anfangen kann. An der Thermodynamik ändert keine noch so fortschrittliche Entwicklung etwas.
Rechnet man sehr positiv, hat die Elektrolyse einen Wirkungsgrad von ca. 80%, d.h. 80% der eingesetzten Energie „landen“ im Wasserstoff. In der Praxis ist es oft weniger, zumal in diesem Größenordnungsmaßstab. Die Einspeicherung von Wasserstoff ist extrem energieintensiv, fast besser wäre die Umwandlung in Ammoniak oder Methan. Auch bei diesen Prozessen geht aber weitere Energie „verloren“ (im Sinne von: Wird als Wärme freigesetzt).
Schließlich kommt die Rückverstromung: Bei Gasturbinen liegt der reale Wirkungsgrad unter 50% [https://www.energie-lexikon.info/gasturbine.html]. Bei bestimmten Typen von Brennstoffzellen erreicht sie 60 – 70%. Das Problem ist, dass die Brennstoffzellen mit hohem Wirkungsgrad nicht die Leistungen erbringen können, die notwendig sind. Es würde also auf eine Kombination aus hauptsächlich Gasturbinen/Gaskraftwerken mit wenigen Brennstoffzellen hinauslaufen. Auch weil unter Umständen sehr hohe Leistungsgradienten darzustellen wären (d.h. die Leistung muss im Dutzend Gigawattbereich sehr schnell herauf – oder heruntergeregelt werden können). Geht man von einem Wirkungsgrad für die Rückverstromung von 50% aus, was sehr gut wäre, und einem Speicherverlust von 10%, was ebenfalls extrem gut wäre, blieben also von den o.g. ca. 7000 GWh nach der Rückverstromung:
Nutzbare elektrische Energie aus gespeichertem Wasserstoff im Juli 2040 =
Insgesamt bleiben also 36% der überschüssigen Energie aus dem Juli 2040 „übrig“. Wandelt man den Wasserstoff in Methan oder Ammoniak um, würden die Speicherverluste geringer ausfallen. Dafür sind weitere Prozessschritte nötig, um diese Stoffe herzustellen, die Energieverluste mit sich bringen. Die 10% Verlust (Faktor 0,9 in der Rechnung) sind also in jedem Fall sehr positiv gerechnet.
Wie gesagt war der Juli 2022 ein sehr guter Monat für die erneuerbaren Energien. Aber selbst wenn man davon ausginge, dass im Mai (der ebenfalls ein guter Monat im Jahr 2022 war), im Juni, im Juli und im August jeweils diese Überschussmengen anfallen würden, was vom Wetter her nicht der Fall ist, würde die summierte Energie aufgrund der Wirkungsgradverluste nicht ausreichen, um die 14800 GWh Energiefehlbetrag, die vom vom 26.11.2040 bis 10.12.2040 anfallen würden, zur Verfügung zu stellen. Es verbliebe ein Fehlbetrag von ca. 4700 GWh (ca. 240 mal „Nante de Drance, s. oben, oder immer noch ca. 8% der Jahresenergieproduktion der Schweiz).
Das Hauptproblem bei der „Wasserstoffspeicherung“ allerdings ist damit noch gar nicht angesprochen. Es sind die Residuallasten, die vor allem nachts, wenn die PV wegfällt, auch im Sommer zu beschaffen sind. Denn in der Rechnung oben wurde einfach „Erzeugung minus Verbrauch“ berechnet und davon 36% (Wirkungsgrad der Wasserstoffherstellung – Lagerung und Rückverstromung) angegeben. Diese Vorgehensweise ist in Ordnung, um das grundlegende Problem der Energieverluste durch Wärme für Leute darzustellen, die das vorher nicht wussten. Deshalb bin ich auch so vorgegangen. Sie verkennt aber das Problem der tatsächlichen Verläufe von Erzeugerkurve, Lastkurve und Residuallastkurve. Betrachten wir zunächst ein vereinfachtes System, um das zu verdeutlichen:
Gegeben sei ein hypothetisches Stromnetz, das über 6h immer die exakt gleiche Leistung von 10 GW benötigt. Insgesamt also einen „Energiebedarf“ von 60 GWh während dieser Zeit hat (rote Gerade im Bild unten). Das Netz wird von einer volatilen Quelle gespeist, die die ersten zwei Stunden exakt 10 GW liefert, dann ab Stunde 2 bis Stunde 4,5 (also zweieinhalb Stunden lang) zu viel Leistung einspeist und schließlich von Stunde 4,5 bis Stunde 6 (also eineinhalb Stunden lang) zu wenig Leistung bietet (blaue Kurve). Das Leistungsdiagramm sieht entsprechend so aus:
Hypothetisches Leistungsdiagramm – Eigene Darstellung.
Erste Überlegung: Bleibt netto Energie übrig? Und wenn ja, wie viel? Wie schon oben gesagt, kann man die Energie bei Diagrammen, in denen die Leistung gegen die Zeit aufgetragen ist, dadurch bestimmen, dass man die Flächen unter der Kurve (genauer: Zwischen Kurve und x – Achse) bestimmt. Aufgrund der absichtlich einfach gewählten Verläufe, ist das hier leicht: Die in den 6 Stunden gelieferte Energie (blaue Kurve) beträgt 65 GWh. Noch leichter ist es beim Verbrauch, da dieser konstant ist: 6h mit je 10 GW ergibt eine „Rechteck – Fläche“ unter der roten Gerade von exakt 60 GWh (wenn die Geraden übereinander liegen, verdeckt die blaue die rote Kurve). Wir haben also einen Nettoüberschuss von 5 GWh in diesen 6 Stunden. Vergleicht man dies mit der Situation im Juli 2040, dann entsprechen diese 5 GWh den 7000 GWh aus diesem Juli (Erzeugung minus Verbrauch).
Nun muss der Bedarf aber zu jeder Sekunde im Gleichgewicht mit der Erzeugung sein! Sonst bricht das Netz zusammen. Oder Teile müssen abgeschaltet werden (s. oben Blackout bzw. Brownout) bzw. bei Überproduktion muss die Energie irgendwie „genutzt“ werden. Was passiert also, wenn man den Bedarf, der zwischen Stunde 4,5 und Stunde 6 nicht gedeckt ist (das entspräche der Residuallast) aus den Überschüssen, die zwischen Stunde 2 und Stunde 4,5 angefallen sind, „via“ Wasserstoff direkt zu ersetzen versucht? Man benutzt also die Überschüsse zwischen Stunde 2 und Stunde 4,5 für die Wasserstoffproduktion. Wie ist die Situation dann?
Man muss dann die Fläche eines Trapezes (Überschuss, s. Diagramm oben) berechnen, davon 36% ermitteln und „hoffen“, dass damit die Fläche des Dreiecks (Unterdeckung) „gefüllt“ werden kann. Ist das der Fall?
Das Trapez hat eine untere „Grundlinie“ von 2,5h, eine obere von 1h und eine „Höhe“ von 5 GW. Mithin eine Fläche von: 5GW*(2,5h+1h)/2 = 8,75 GWh. Das ist die in dieser Zeit ZUVIEL produzierte, elektrische Energie. 36% von 8,75 GWh ergeben 3,15 GWh. Diese stehen dann als „Wasserstoff“ zur Verfügung. Das Dreieck (Unterdeckung) hat eine „Grundlinie“ von 1,5h und eine „Höhe“ von ebenfalls 5 GW. Das ergibt aber eine Fläche von: 1,5 h*5 GW/2 = 3,75 GWh. Das entspricht der Residuallast.
Man sieht hier sehr schön: Obwohl man rein rechnerisch 5 GWh Energie übrig hatte, ist in der Realität, wegen des schlechten Wirkungsgrades der Wasserstoffherstellung – und Rückverstromung, sogar eine Unterdeckung vorhanden. Zwischen Stunde 4,5 und Stunde 6 fehlen nun 0,6 GWh, die irgendwo her kommen müssten:
0,36* Fläche Trapez – Fläche Dreieck = 3,15 GWh – 3,75 GWh = – 0,6 GWh.
Ähnliches, nur mit komplexeren Kurvenläufen und dadurch schwieriger zu bestimmenden Flächen, ist auch in der Realität der Fall. Ob im Juli 2040 im deutschen Stromnetz auch eine Unterdeckung vorhanden wäre, oder ob doch noch etwas übrig bleibt, was für den Winter „weggespeichert“ werden kann, hängt explizit von den Verläufen der Lastkurve, der Erzeugerkurve und der Residuallastkurve ab.
Es wären aber in jedem Fall nicht mehr 2520 GWh, sondern weniger.
Um wenigstens einen Eindruck in der Realität zu bekommen, betrachte ich zum Schluss einen 7 – Tage – Zeitraum im Juli 2040 (wie gehabt mit dem Wetter aus dem Juli 2022) in dem absichtlich auch nachts wenig Residuallast gebraucht wurde. Es handelt sich um die Woche vom 6.7.2040 bis 12.7.2040. Die entsprechende Grafik sieht so aus:
Grafik 3 entnommen aus dem „Agorameter“ der „Agora Energiewende“ am 30.12.22 um 12.36 Uhr
Nun kann man sich auch hier wieder die Mühe der Flächenabschätzung machen. Das ist ohne genauere mathematische Betrachtung aber wirklich nur noch sehr vage möglich.
Aber einmal ganz intuitiv: Schauen Sie sich diese Woche im Juli 2040 an und fragen Sie sich, ob die Überschüsse über der „zukünftigen Nachfrage“ die etwa dreifache Fläche der grauen Residuallast oder mehr ausmachen… (36% sind nur etwas mehr als ein Drittel). Vom 6. auf den 7. Juli sicher ja, vom 7. auf den 8. Juli ebenfalls. Vom 11. auf den 12. Juli ganz sicher nicht (wobei man diesbezüglich von den vorher genannten Tagen etwas „übrig hätte“). In jedem Fall wird das schon in dieser „guten“ Woche im Hochsommer sehr „knapp“. Und selbst falls Sie der Meinung sind, dass es in dieser Woche reicht: Was bleibt danach wohl noch für den Winter übrig? Und das war, wie gesagt, eine Woche mit wenig Residuallast! Über den gesamten Juli 2040 würden auf gar keinen Fall tatsächlich 2520 GWh für den Winter übrig bleiben! Nun könnte man argumentieren, dass diese vergleichsweise(!) kleinen Residuallasten und damit auch Energiebeträge, die im Juli 2040 benötigt würden, auch anderweitig zu speichern wären oder tatsächlich teilweise aus dem Ausland zu beziehen sind. Es ginge immer noch um absolut sehr hohe Energiebeträge, aber sie wären nicht mehr so absurd hoch wie im November/Dezember 2040.
Da Geld anscheinend in der Denkweise o.g. politischer Eliten keine Rolle spielt, könnte man auf den Gedanken kommen, die Versorgung innerhalb der Sommermonate durch a.) Import, b.) Nutzung eigener sonstiger Speicher in der BRD (sehr begrenzt) und c.) den Rest z.B. durch Akkumulatoren zu bewerkstelligen, d.h. die Wasserstoffspeicherung nur saisonal zu nutzen. Zwar wären allein für die Akkus, sollten sie bspw. ein Viertel der Speicherung leisten, Beträge im Bereich von knapp 100 Milliarden Euro zu leisten, die zudem alle 10 – 15, (manche sprechen von 20 Jahren) wieder aufzubringen wären, da Akkus mit der Zeit und der Zahl der Lade-/Entladezyklen altern, aber in Anbetracht des oben angedeuteten gigantischen Materialaufwandes für (Über-) Produktionskapazitäten und den damit verbundenen Kosten, scheinen selbst solche Kosten gleichgültig zu sein. Trotzdem würde dies das ganze System noch einmal teurer machen.
Warum gerade um die 100 Milliarden Euro? Die Residuallast in einer windarmen Nacht kann ohne Weiteres einmal 600 -700 GWh betragen. Ein Viertel davon mit Akkus bewerkstelligen zu wollen, würde bei den derzeitigen Preisen, + sonstige Kosten und Wartung eben etwa diesen Betrag ergeben. Die Kosten eines „Tesla Megapacks“: Knapp 500 Euro/kWh ohne Anbindung, Grundstücke, Wartung, Bau der sonstigen Infrastruktur, etc. Andere Anbieter liegen in derselben Größenordnung.
Die für den Winter speicherbaren Energiebeträge würden in einem solchen Fall dann allerdings höher ausfallen (der gesamte Überschuss steht für den Winter zur Verfügung). Ob sie ausreichen, sei dennoch dahin gestellt. Nun muss man „Agora“ zu Gute halten, dass sie in ihrem Zukunftsrechner immer nur von „86% erneuerbare Energien“ sprechen. Nur woher die restlichen 14% kommen sollen, bleibt ein Geheimnis. Und dass die 14% über das Jahr als Durchschnitt gerechnet sind, bleibt ebenfalls unerwähnt. Selbst dieser Durchschnittswert „wankt“ allerdings mit der „Dunkelflaute“ im November/Dezember 2022.
Und: Wir würden uns ein gigantisch aufwändiges und letztlich für die normale Bevölkerung m.E. nicht zu bezahlendes System leisten, das trotzdem darauf angewiesen ist, dass „von außen“, wenn nötig, Energie zufließt. Und das sollte dann „zuverlässige“ Energie sein. Sie würde also nachts, bei Windstille, eher nicht aus Erneuerbaren kommen. Evtl. noch aus Wasserkraft (Schweiz, Österreich, evtl. über „Nordlink“ aus Norwegen, wobei derzeit darüber nur 1,4 GW übertragen werden können). Aber auch hier: Die Residuallast Deutschlands, multipliziert mit der Länge einer Nacht, kann in einer windarmen Julinacht, wie oben gesagt, auch einmal 600 GWh und mehr betragen. Das sind schon wieder ungefähr zweimal die Kapazitäten aller Pumpspeicherwerke der gesamten Schweiz.
Käme die elektrische Energie aus Frankreich, Polen oder Tschechien, würde es eher Energie sein, die mit Nukleartechnologie (oder Kohle) hergestellt wird. Oder man „verstromt“ eben doch weiterhin Gas, hauptsächlich dann wohl angeliefertes LNG. Das sind dann weitere Kosten – zusätzlich zu dem „Wasserstoff für den Winter“. Letztlich kommt dann immer noch die Idee, den Wasserstoff aus Ländern zu importieren, die bessere Bedingungen für deren Herstellung haben. Etwa aus Wüstengegenden mit besseren Fotovoltaikbedingungen. Davon abgesehen, dass man die Kapazitäten an Elektrolyseanlagen, Speichern, Weiterverarbeitungsanlagen zu Ammoniak/Methan, etc., die oben erwähnt wurden, dann in diesen Ländern braucht (in etwas geringerem Ausmaß wegen der besseren Bedingungen), wird dieser Vorteil durch den notwendigen Transport per Schiff wieder mehr als zunichte gemacht.
Zu den Kosten: Sie würden, betrachtet man die reinen physischen Kosten (Förderung bzw. Herstellung und Transport), selbst nach optimistischen Schätzungen der Internationalen Energie Agentur bei dem etwa 10 – fachen dessen liegen, was amerikanisches Shale Gas, transportiert als LNG mittels „Tanker“, heute kostet (auch hier wieder reine, physikalische Förder – und Transportkosten!). Jeder kann dies mit frei verfügbaren Informationsquellen nachrechnen. Das Problem der Rückverstromungsanlagen, die für 90 + x% der Zeit völlig überdimensioniert sind, hätten wir trotzdem noch im Land. Um das alles zu umgehen, rufen manche nach „Noch mehr!“.
Also noch mehr Ausbau der Erneuerbaren? Beachten Sie die Zahlen ganz zu Beginn des Textes! Noch mehr Fläche für diesen Ausbau? Noch höhere Spitzenüberschüsse an guten, gar noch windigen „PV – Tagen“? Noch höhere Leistungen an Elektrolyseanlagen, Speichern und Rückverstromungsanlagen, die zu 90 + x% der Zeit des Jahres unausgelastet sind und nicht selten komplett stillstehen müssen? Zusätzlich trotzdem Akkus im Hunderte Milliardenbereich nebst immer noch nicht vollständig auszuschließender Importabhängigkeit in windarmen, dunklen Zeiten? Ist das wirklich das Ziel?
Anmerkung zur Dunkelflaute im November/Dezember 2022 vom 15.01.2023: Auch vom 11.12. bis zum 18.12. hat sich die Situation nicht grundlegend verändert. Lediglich die Fotovoltaik war an einigen Tagen nicht mehr ganz so schwach wie an den Vortagen, blieb aber mit zwischen 10% und 15% ihrer Nennleistung im Maximum(!) am Mittag dennoch – jahreszeitlich entsprechend – auf sehr niedrigem Niveau. Ab dem Abend des 18.12.22 frischte zudem der Wind deutlich auf und beendete die „Dunkelflaute“. Auch das sei angemerkt: Ab dem 19.12 bis zum 15.01. würden aufgrund des starken Windes bei den geplanten Ausbaukapazitäten 2040 nur selten Zeiten mit Residuallastbedarf anfallen. Was aber bringt das, wenn in den drei Wochen davor das Land ernsthafte Schwierigkeiten (vorsichtig ausgedrückt!) gehabt hätte?
Insgesamt würde die Residuallast – Ausbaugrad der Erneuerbaren von 2040 und Wetterverhältnisse wie 2022 vorausgesetzt – zwischen dem 11.12.40 und dem 18.12.40 aber trotzdem zu keinem Zeitpunkt unter 37 GW liegen. Das entspricht dem heutigen vier – fünffachen elektrischen Leistungsbedarf der Schweiz und ca. der Hälfte des heutigen elektrischen Leistungsbedarfs Deutschlands. In der Spitze würden wieder deutlich über 80 GW zusätzlich gebraucht (86,44 GW am 16.12.). Der Energiebetrag, der Deutschland vom 26.11.40 bis 18.12.40 fehlt, würde sich damit auf ca. 23500 GWh erhöhen, wasinzwischen knapp 40% der heutigen elektrischen Jahresenergieproduktion(!) der Schweiz entspräche.