Die schlechteste Präsentation der Welt

Dr.

Alt F

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Manuskrip

te 2

014

1

Prof. Dr.-Ing. Helmut Alt

FH Aachen, University

of Applied Sciences

[email protected]

Tel. (0241) 520108

Energiegipfel am 3.7.07

und 3.4.2006, Berlin,

am 2.5.2012 ohnePresse

Ohne EVU Beteiligung:

Donnerstag den 21.3.2013

Quelle: Das Parlament

Nr. 20 Mai 2011

Bundestagsdebatte Ausbau der „Stromnetze“ am 12.5.2011, Amprion: Bis 2017 400 km N-S-HGÜ, 10 Mrd. € bis 2025

Energiewende: Technisch geht fast alles, es

muss jedoch sicher, bezahlbar

und umweltverträglich sein!

Merkel und Altmaier bei

Amprion am 29.5.2012

Windkraft im Schwarzwald

Gewinn oder Verlust? Nutzen oder Schaden? Bürgerinitiative zu Schutz des Hochschwarzwaldes

Kultur und Bürgerhaus Denzlingen am 13.06.2014, 17 Uhr

Ab 16.5.2012 mit neuem Umweltminister

Altmaier

Begleitmusik zum Energiegipfel am

Donnerstag den 21.3.2013:

Black out in Italien am 28.9.2003 um 3.29 Uhr

49,8

49,9

50

50,1

50,2

50,3

0:0

0

0:2

2

0:4

4

1:0

6

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8

1:5

0

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2

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6

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8

5:3

0

5:5

2

Zeit

Fre

qu

en

z

Hz

Niederaußem:

Netz und Kraftwerk

Quelle: BWE

Frequenz beim Blackout

in Italien am 28.9.2003

um 3.29 Uhr

Stromerzeugungskosten

Wind Offshore


Wind Onshore


bisheriger Strommix

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013

Energiewende - die Gesetze - dazu Strompreisbremse

Mit folgenden sechs neuen Gesetzen glaubte die Bundesregierung,

- auf Basis weitgehender Verstaatlichung - die Energiewende zu ermöglichen:

• Dreizehntes Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes

• Gesetz zur Neuregelung des Rechtsrahmens für die Förderung der

Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (EEG)

Demnach soll der Anteil der erneuerbaren Energien am Strom-

verbrauch spätestens 2020 mindestens 35 Prozent betragen.

2030 sollen es 50 %, 2040 65 % und 2050 80 % sein.

Die im EEG festgelegten Vergütungen sollen

kostendeckend sein!

• Gesetz zur Neuregelung energiewirtschaftsrechtlicher

Vorschriften (EnWGÄndG)

• Gesetz über Maßnahmen zur Beschleunigung

des Netzausbaus Elektrizitätsnetze (NABEG)

• Gesetz zur Änderung des Gesetzes zur Errichtung

eines Sondervermögens "Energie- und Klimafonds"

• Gesetz zur Stärkung der klimagerechten Ent-

wicklung in den Städten und Gemeinden

2

Grüne Errungenschaften

auf den Strompreis: Stromsteuer 2,050 ct/kWh

EEG-Abgabe 6,240 ct/kWh

KWK Umlage 0,126 ct/kWh

§19 Strom NEV

Umlage 0,329 ct/kWh

Offshore

Haftungsumlage 0,250 ct/kWh

Summe 8,995 ct/kWh

19 % Mehr-

wertsteuer 1,709 ct/kWh

Rechnungsbetrag 10,704 ct/kWh

Bei 4000 kWh Jahresbedarf:

428 € pro Jahr!

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3

Wird Deutschland soviel besser

als die übrige Welt ?

Oder nur Ausdruck „Grüner“ Selbstüberschätzung

Quelle: http://www.siemens.com/energy/bild/E201210007d

Energiewende - D versus übrige Welt

Deutschland

2050 2030 2011 (Maßstab 600 TWh vergrößert)

80 %

20 %

600 TWh

50 %

25 %

23 %

2 %

19 %

14 %

44 %

5 %

18 %

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4

Quelle: VIK Mitteilungen1/13 RA Dr. Schmitz, Erich: Bedeutung der thermischen Kraftwerke für die Energiewende

Energiewende - Deutschland versus übrige Welt Jahresbedarf: 600 TWh

Maximalleistung: 83 GW

2012 2020 2030 2050 2012 2020 2030 2050

DENA Annahme für

gesicherte Leistung:

Wind 5 %,

Photovoltaik 1 %,

bei 99 % Erwartungswert,

bisher: 99,9999 %!

Dargebot an Wind-

und Sonnenarmen

Tagen bis nahe Null %

am 13.3. Windleistung

0,035 GW = 0,1 %!

70 % !

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5

Quelle: AZ 9.4.2014

Energiewende - Kosten

EEG Anteile gesamt 23,6 Mrd. €

Kosten in Mrd. € in %

4,5 19,2

1,3 5,5

11,4 48,3

5,8 24,7

0,6 2,2

23,6 100,0

Quelle: BDEW 24.2.2014

EEG Belastung für

alle Haushalte rd.

600 € einschl. indirekte Anteile

in den Produkten!

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6

1. Das 9 Punkte -

Energiekonzept der

Bundesregierung

Der Rettungsanker: „Masterplan“

Ein regelmäßiges konsequentes Monitoring ist beabsichtigt und soll

dazu dienen, Fehlentwicklungen frühzeitig zu erkennen und zu korrigieren.

Nach Fukushima:

Moratorium der 8 KKW,

Ausstieg bis 2022

9 KKW weiter in Betrieb

mit Brutto - Gesamt-

leistung:

P =12.696 MW

„Die Energiewende ist eine

passive Großbaustelle“ Quelle: Die Welt

Gerd Held 16.1.2012

Die Solar-Anfangsvergütung im EEG muss nun

bereits „monatlich“ nachgesteuert werden!

Brokdorf 1.410 MW

Gundremmingen B, C

1.284 MW + 1.288MW

Neckarwestheim II 1.310 MW

Isar II 1.410 MW

Wieder in Betrieb sind außerdem die Kernkraftwerke Emsland: 1.329 MW, Grafenrheinfeld: 1.275 MW, Grohnde: 1.360 MW, und Philipsburg II: 1.402 MW

jeweils Nettoleistung. Insgesamt sind noch 12.068

MW verfügbar, vorher waren es 20.477 MW.

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7 7

internationale Top Ten Liste,

Zwischenlagerung Die Zwischenlagerung der nach bis zu 70.000 MWd/t abgebrannten Brenn-

elemente erfolgt in Castor Behälter vom Typ V/19 auf dem Kraftwerksgelände.

Beispiel 1.360 MW KKW Grohnde mit 10,5 TWh/a (1997: 12,53 TWh): Von

den 193 Brennelementen werden bei der jährlichen Revison 48 ersetzt und

mittels Castorbehälter ins Zwischenlager gebracht.

Die mittlere Wärmeleistung in den

Behältern beträgt 37,5 kW, die

Ortsdosisleistung H < 0,5 mSv/h

Behälter vom Typ CASTOR V/19

können mit maximal 19 Brenn-

elementen beladen werden.

L = 93 m, B = 27, H = 23 m

2008: Neuer Weltmeister nach Grohnde:

KKW Chooz B1 Frankreich mit 12,84 TWh

Rangfolge 2009:

Palo Verde 1, USA, mit 12,24 TWh

D, D, USA, Litauen 11,6 TWh, D, D, D, USA, D

Standort-Zwischenlager:

2009: USA D D X D

2010: X D D X X

2011: D (Isar II) X X D

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014

8

US-Atomaufsicht zu Besuch im KKW Gundremmingen,

Experten informierten sich über Sicherheitstechnik.

Experten der US-amerikanischen Atomaufsichtsbehörde

United States Nuclear Regulatory Commission (NRC) haben das

Kernkraftwerk Gundremmingen besucht.

Im Mittelpunkt des Interesses stand dabei das System zur gefilterten Druckentlastung.

Diese Einrichtung erhöht laut Pressemitteilung des KKW die großen Sicherheitsreserven des Kraftwerks weiter

und diene zur Minimierung von Auswirkungen auf die Umgebung bei Szenarien, deren Eintreten bereits durch

die vorhandene Anlagenauslegung auszuschließen ist.

In den USA wird aktuell erwogen, dort betriebene Kernkraftwerke mit Anlagen zur gefilterten Druckent-lastung

nachzurüsten. Deshalb lag ein besonderes Augenmerk der amerikanischen Delegation auf dem Austausch mit

den Fachleuten in Gundremmingen. Quelle: Augsburger Allgemeine vom 24.5.2014

Siemens - Nordsee-Plattform Helwin 1,

eine von vier Konverteranlagen und Umspann-

Werke für offshore Anlagen in der Nordsee. .“

Ein Kranschiff zur Installation einer Plattform auf

hoher See koste eine Million Euro am Tag und 20

Tage schlechtes Wetter seien für die Nordsee nichts

Ungewöhnliches. „Die Millionen-Euro-Scheine

drehen sich dann wie durch die Tankuhr“, beschreibt

der Manager eines der Risiken, das Siemens aber

mittlerweile abgegeben hat.

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014

9

Erdbebenkatastrophe in Japan versus Ersatzstrombeschaffung bei uns

Was sind die Folgen für

die Menschen in Deutschland?

Das zu deckende Defizit beträgt

rd. 7.000 MW Leistung mit rd.

150 GWh Tagesarbeit.

Wie aus dem nebenstehenden

Diagramm ersichtlich ist, wird ein

großer Teil der täglichen

Defizitarbeit durch Importe d.h.

größtenteils aus dortigen

Kernkraftwerken abgedeckt.

So Mi So MiDoFr So Mi

Quelle : FTD vom 5.4.2011

Die Betreiber dieser Kraftwerke orientieren sich für den Abgabepreis an das jeweilige Strombörsenpreisniveau,

welches rd. 50 €/MWh über den Kosten der Stromerzeugung in den stillgelegten deutschen Kernkraftwerken liegt.

Die dann noch fehlenden Strommengen werden durch teurere inländischen Kohle und Gaskraftwerke abgedeckt,

was eine höhere CO2 -Emission bedingt.

Die Mehrkosten für die Strombeschaffung liegen ab dem Tag der Abschaltung am 17.3.2011bei

mindestens 7 Mio. € pro Tag.

Solange unser Wohlstand in Deutschland nicht aufgebraucht ist, können wir das durchstehen.

Wie lange es tragbar ist, aus rein emotionalen Gründen pro Tag 7 Mio. € einfach nutzlos - ohne Zuwachs an

Wertschöpfung - zusätzlich auszugeben, wird die Zukunft erweisen.

Mehrkosten: über 7 Mio. € pro Tag

Die Lichter

gehen

nicht aus!

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014

10 10

Warum der weitere Zubau fluktuierender

Stromerzeugungsanlagen über die bisher

erreichten 34 GW Photovoltaikanlagen und

32 GW Windenergieanlagen unvernünftig ist: Beim Deutschland-Dinner des Handelsblatts am 22.4.2013 diskutierte

Bundeskanzlerin Angela Merkel vor über 600 Leserinnen und Lesern über die

Risiken der Euro-Rettung, die Kosten der Energiewende – und Barmherzigkeit als

Tugend der Politik.

Sie sagte:

Sie meinte kW, sagte leider kWh:

65 Mio. kW oder 65 GW ist richtig!

Das stimmt, im Mittel, max. 82 GW

Wind:

ja, 32 GW Nun fehlt der Mut

Sonne: zu tun, was Sie

ja, 34 GW sagte!

Quelle: ZfK, Mai 2013

Leistungsganglinie aller Wind- und Solar-

anlagen im Januar 2013.

Die weiße Fläche bis zu 65 GW (82 GW)

muss durch kon- ventionelle Kraftwerke

abgedeckt werden!

Gemäß dem Koalitionsvertrag will man - leicht gebremst - weitermachen wie bisher:

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014

11

Unser Wirtschaftsminister Sigmar Gabriel sagte am 17.4.2014

in Kassel in einem Vortrag bei dem Hersteller von Solar-

komponenten SMA zur Energiewende wörtlich folgendes:

"Die Wahrheit ist, dass die Energiewende kurz vor dem Scheitern steht."

"Die Wahrheit ist, dass wir auf allen Feldern die Komplexität der

Energiewende unterschätzt haben."

"Für die meisten anderen Länder in Europa sind wir sowieso Bekloppte."

Visionen von energie-autarken Regionen in einer komplexen Industriewelt erteilte Gabriel eine

Absage. Auch ein leistungsfähiges Netz sei nötig. Das Stromnetz werde durch die Einspeisung jedoch

immer anfälliger, statt früher 10 Mal im Jahr müsse heute 1000 Mal eingegriffen werden, um die

Stabilität zu gewährleisten.

Er hat leider Recht, aber die Stromverbraucher müssen die EEG-Fehlentwicklungen

noch lange bezahlen. Es bedarf noch viel Aufklärungsarbeit, um bei dem aus

vielerlei Gründen fehlgeleiteten allgemeinen Zeitgeist wieder Akzeptanz für eine

realistische Energiepolitik zu finden.

Die Medien beschäftigen sich mit dem Nonsensproblem, ob stromintensive Industrien nun mehr oder

weniger von der Umlage befreit werden oder als Folge die Produktion ins Ausland verlagern bzw. im

Fall der Bahnen die Mehrkosten direkt an die Fahrgäste weiterreichen. Im ersten Fall bedeutet

das Arbeitsplatzverlust für viel und im zweiten Fall, ist es ein Nullsummenspiel für alle Bürger. Quelle: http://www.hna.de/lokales/kreis-kassel/sigmar-gabriel-warnt-scheitern-energiewende-3491255.html

Wirtschaftsminister Gabriel bei SMA in Kassel

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013

Optionen der elektrischen Energieerzeugung

12

Praktizierte Umwandlungsarten der verfügbaren Primärenergie in elektrische Energie

und deren wesentliche Nebenwirkungen und Erfordernisse (Energiemix):

Wasserkraftwerke versus Umgestaltung der Landschaftstopologie, Staumauer

Steinkohlekraftwerke versus gefährlicher Tiefen-Bergbau, Abraumhalden, CO2

Braunkohlekraftwerke versus großflächige Tagbaue und Notwendigkeit der

Rekultivierung, CO2

Kernkraftwerke versus anlageübergreifendes Gefährdungspotenzial und

Notwendigkeit der Endlagerung radioaktiver Reststoffe

Biomassekraftwerke versus Notwendigkeit großflächiger Anbau schnell

wachsender Hölzer und kostenintensive Bewirtschaftung, „Tank oder Teller“-Problem

Windenergieanlagen versus nur dargebotsabhängig (d.h. 1.500 bis 4.000 h)

verfügbar, Standortknappheit onshore, teure und schwierig zu wartende offshore-

Anlagen (2013: 32.693 MW, 53,4 Mrd. kWh, 1.633 h, davon 950 MW Offshore, 520 MW am Netz)

Sonnenanlagen Photovoltaik oder solarthermisch, versus nur dargebotsab-

hängig (d.h. nur 800 h bis 2000 h) verfügbar, sehr teure Anlagen (2013: 34.645 MW,

29,64 TWh, 856 h) letztere mit großer Ferne von Erzeugungs- und Ver-

brauchssort, daher zusätzlicher HVDC Leitungsbau erforderlich (DESERTEC).

Ende 2022 beschlossen! Back up: Gaskraftwerke mit 100 %,CO2, Import aus Russland!

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014

Mix aller realisierten Arten

der elektrischen Energieerzeugung

13

übrige

Hausmüll Sonne

Biomasse

Steinkohle

Wasserkraft

Kernenergie

Erdgas

Braunkohle

Wind

Öl

Verlagerung

der Kern-

energie-

Stromerzeu-

gung zur

Kohle!

2013: Pmax = 82 GW mit Tm = 7.732 h

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014

Mix der realisierten Arten der elektrischen

Energieerzeugung im Vergleich 2011 - 2012

14

Bruttostromerzeugung 2011

608,9 TWh nach Energieträger

2,9%

17,7%

24,7%

18,5%

13,5%1,1%

0,8%

8,0%

3,2%

5,4%

4,2%

Kern-

energieBraun-

kohle

Stein-

kohleErd-

gas

Wasser

Biomasse

Öl

Wind

Übrige

Müll

Sonne

Bruttostromerzeugung 2012

617,6 TWh nach Energieträger

3,4%

16,1%

25,7%

19,1%

11,3%1,5%

0,8%

7,4%

4,5%

5,8%

4,2%

Kern-

energieBraun-

kohle

Stein-

kohleErd-

gas

Wasser

Biomasse

Öl

Wind

Übrige

Müll

Sonne

Wind + Sonne: von 11,2 % auf 11,9 %

Braunkohle und Steinkohle: von 43,2 % auf 44,8%

Kernenergie von: von 17,7 % auf 16,1%

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014

Stromerzeugungsmix und Kosten

15

BDEW Angaben für die Stromerzeugung

2013:

Art der

Erzeugung

Leistung Arbeit

Benut-

zungs-

dauer

GW TWh h

Wind 34,6 53,3 1.540

Biomasse,

-Gase 8,0 42,5 5.258

Wasser 5,0 20,3 4.060

Photo-

voltaik 36,3 29,8 814

Müll 2,0 5,0 2.375

Summe: 85,9 150,9 1.757

Brutto-Stromerzeugung 2013 in Deutschland: 634 TWh (Vorjahr 617,6 TWh)

darunter

ca. 20% EEG

Quelle: BDEW 02.2014

Die 29,8 TWh Photovoltaik-Stromerzeugung entstammten 2013 einer Gesamtleistung von

36,3 GW, was einer Benutzungsdauer von 814 h (Vorjahr: 855 h) bedeutet, die Windanlagen

kommen bei 53,3 TWh und 34,6 GW auf 1.540 h (Vorjahr: 1.440 h)!

Die gesamten Stromerzeugungskosten betragen rd. 38 Mrd. €, davon allein 11,4 Mrd. €

(Vorjahr: 9,8 Mrd. €) entsprechend 30 % für rd. 4,7 % Photovoltaikstrom.

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013

16

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1990 1993 1996 1999 2002 2005 2008 2011

Errichtungsjahr

Leistung Photovoltaikanlagen in MW

Photovoltaikanlagen zur Netzeinspeisung

Energie:

E = h

Anode

Kathode

10 x 10 cm2

Leistung 1 W

Wirkungsgrad:

= 6 - 8 % für amorphe

= 12 -15 % für multikristalline

= 17 -20 % für monokristalline

Siliziumzellen

Energetische Amortisationszeit: 71 – 141 Monate

15 € Emissionspreis 2002

h = 6,6 10-34 Js λ = 400 bis 700 nm

Photonenenergie: (2,8 bis 5) 10-19 J

China,

FTD 23.11.2009

SZ vom 5.6.2002,

FAZ vom 9.1.2005

FTD 3.2.2006

DC-Trennschalter

Wechselrichter

FTD 23.2.2011

Kurs am

15.05.2013: 0,71 €

SZ: „Bonns Sonnenkönig:

Frank Asbeck“ 2004:

Umsatz: 200 Mio. €,

Reingewinn: 14 Mio. €

Von der EEG-Umlage

befreit!

PV-Module

3,1 % der Arbeit

31 % der Maximallast

4 Mrd. € Subvention

zu Lasten aller.

Ende 2012:

18,5 ct/kWh Ende 2012:

< 2000 €/kW

Ende 2012: P = 32 GW

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014

Die ersten offshore-Anlagen sind in Betrieb

Offshore Windpark Alpha Ventus: 12 Anlagen zu je 5 MW, 60 MW, Investitionskosten: 250 Mio. €

Offshore Windpark Meerwind Süd/Ost (23 km nordwestlich von Helgoland):

Investor Blackstone: 80 Siemens - Turbinen je 3,6 MW, 288 MW, Investitionskosten: 1,2 Mrd. €

Bard offshore I: 80 Turbinen zu je 5 MW, 400 MW, Investitionskosten: 1,7 Mrd. €

17

Alpha Ventus

Meerwind

Bard

offshore I

0

10.000

20.000

30.000

1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009

Jahr

Leistung Windenergieanlagen in MW

kWh

ct36,15

kWh

€1536,0

h4.000kW

€01,12545,489

,,

T

ppp BLRL

Strom

kW

€167.4

MW

€Mio.167,4

MW288

€102,1 9

,

n

ILP

Ip

%746,1111746,0

110,1

)110,1(10,1

1

120

20

n

n

q

qqa

Stromerzeugungskosten: (10 % Zins, 20 Jahre Laufzeit,

bei 3 % Betriebskosten)

Ende 2012: P = 31 GW

2013: P = 32,7 GW

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013

18

Anbindung der Offshore Anlagen an das Übertragungsnetz

Quelle: W. Breuer ,Geschäftsführer TenneT Offshore GmbH

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013

19

Anbindung und Montage der Offshore Anlagen

Quelle: W. Breuer ,Geschäftsführer TenneT Offshore GmbH

---------- Gleichstromleitung

______ Drehstromleitung

HVDC Bipolare Gleichstromleitung +/- 320 kV

P = 900 MW

Drehstromleitungen 155 kV

P = 900 MW

Ausdocken und Transport der Plattform Bor Win β Jacket-Installation

Dol Win α

Borkum West II:

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014

20

Arbeit ist nur möglich, wenn Leistung verfügbar ist! Die regenerative Energie

übernimmt hauptsächlich

die mit den Kernkraftwerks-

abschaltungen verminderte

Kernenergieeinspeisung

(beide CO2 freie

Stromerzeugungen),

während die CO2 behaftete

Stromproduktion aus Kohle

und Erdgas nahezu

unverändert bleibt.

Deutlich höher sind daher die

Stromerzeugungs-kosten, da

zu Wind- und Sonnenschein-

Mangelzeiten der bisherige

Kraftwerksmix weitgehend

auch weiterhin verfügbar sein

muss.

Die Residuallast hat

inzwischen die 20.000 MW-

Grenze bereits unterschritten

mit der Folge, dass

erste thermische

Kraftwerke außer

Betrieb gehen

müssen

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014

21 21

Energiemix der

Stromproduktion

vom 23.-29.12.2013

Die rote Fläche kennzeichnet den Verlust,

wegen der hohen EEG-Vergütung den die

Netzbetreiber an die Anlagenbetreiber zahlen

(grüne Fläche), einerseits und der geringen

oder gar negativen Wertigkeit dieses

Stromes an der Strombörse in

Leipzig (blaue Fläche), andererseits.

In der hier dargestellten Zeitspanne

vom 23. – 29.12.2013 hat die

Belastung der Stromverbraucher

durch die bestehende EEG -

Gesetzeslage 202,3 Mio. €

betragen.

Die negativen Strompreise in den

Morgenstunden am 24.12. ergeben sich

durch den technischen Zwang, ein

weiteres Ansteigen der Frequenz, wegen

des Überschusses an Erzeugungsleistung

zu verhindern.

Dazu ist dieser Strom an unsere Nachbarn

zu verschenken und das Geschenk früh

morgens in der 5. Stunde mit 1,5 Mio. € zu

gratifizieren, damit dort Gaskraftwerke

herunter gefahren werden, oder zusätzlich

Last generiert wird.

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014

Zeitgleiche Leistungsganglinie aller Solar und Windanlagen im Januar 2014

22

Ersatzleistung die

durch primärenergie-

basierte Kraftwerke

erbracht werden

muss.

Soweit vorhanden,

können das Kern-

oder Kohlekraftwerke

sein, kostengünstiger

bei Neubau sind

dafür Gaskraftwerke.

Zum Vergleich: Das Energiespeicher-Potenzial aller Pumpspeicherkraftwerke

in Deutschland mit insgesamt 7 GW Leistung als Tagesspeicher.

Die grüne Fläche muss durch Gaskraftwerke erbracht werden

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014

Wertigkeit der EEG Stromeinspeisung an der Strombörse EEX, Januar 2014

23

Die roten Flächen kennzeichnen die am Jahresende auf die nicht privilegierten Stromverbraucher

umzulegende EEG-Belastung. Es wurden zwischen 0 und 8,0 ct/kWh EEG-Vergütung bezahlt, im Mittel

wurden 3,6 ct/kWh bezahlt, um die sich der jeweilige aktuelle Börsenpreis erhöhte.

Es ist also nicht so, wie im politischen Raum oft behauptet wird, dass die regenerative Stromer-

zeugung die Stromkosten für die Stromverbraucher verringert, sondern Tatsache ist, dass die zu

bezahlenden Strompreise gegenüber den Börsenpreisen effektiv etwa verdoppelt werden!

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014

24

Zeitgleiche Leistungsganglinie der Stromerzeugung im Mai 2014

Von der installierten Leistung aller

Windenergieanlagen mit 34.613 MW

und der aller Photovoltaikanlagen mit

36.342 MW, insgesamt 70.966 MW,

waren am Sonntag den 11.5.2014 um die

Mittagszeit maximal 37.015 MW,

dominierend durch die

Windenergieanlagen, verfügbar.

Im Minimum waren es 672 MW in den

Vormittagsstunden am 5.5.214.

Am Tag der maximalen Stromerzeugung

aus Wind- und Sonnenanlagen am 11.5.

erreichte auch die Handelsmenge am

Spotmarkt der Leipziger Strombörse mit

rd. 46 GW ein Maximum.

Diese liegt typischer Weise zwischen

20 GW und 40 GW im Nacht-/Tag-

rhythmus nach Maßgabe der

Wettervorhersage.

Dr.

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Manuskrip

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014

25

Zeitgleiche Leistungsganglinie aller Solar- und Windanlagen im Mai 2014

Von der installierten Leistung aller

Windenergieanlagen mit 34.613 MW und

der aller Photovoltaikanlagen mit 36.342

MW, insgesamt 70.966 MW, waren am

Sonntag den 11.5.2014 um die

Mittagszeit maximal 37.015 MW,

dominierend durch die

Windenergieanlagen, verfügbar.

Im Minimum waren es bei den

Windenergieanlagen 283,5 MW in den

Vormittagsstunden am 5.5.214.

Der Tag mit der maximalen

Stromerzeugung aus Sonnenanlagen

war am 20.5. mit 23,5 GW.

Die minimale Erzeugung am Tag lag am

28.5. zur Mittagszeit bei rd. 7.000 MW,

nach Sonnenuntergang bis

Sonnenaufgang an allen Tagen

naturgemäß bei null MW.

Zum Vergleich das Energie- Speicher-

potenzial aller Pumpspeicherkraftwerke

in Deutschland mit 7 GW Leistung als

Tagesspeicher.

Dr.

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Manuskrip

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014

26

Wert der Solar- und Windstromerzeugung im Mai 2014

Am Spitzentag der Stromerzeugung aller

Wind- und Sonnenenergieanlagen am 11.5.

war der Wert des erzeugten Stromes

negativ mit einem Handelswert von

-2,8 Mio. €.

Dieser Tageswert liegt typischerweise

zwischen 0,5 und 2,0 Mio. €.

Die roten Ganglinien kennzeichnen die als

Subvention für die nach dem EEG

geförderte Wind- und

Solarstromeinspeisung auflaufenden

Subventionsbeträge zu Lasten aller

Stromverbraucher.

Diese erreichten am 11.5., infolge der an

diesem Tag sich an der Strombörse

gebildeten negativen Preise, ein

Maximum von rd. -9 Mio. €.

Dr.

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014

27

Wert der Solar- und Windstromerzeugung im Mai 2014

Wieso sich am 11.5.2014 negative Börsenpreise bilden mussten, kann man an den

Leistungsganglinien und dem daraus erkennbaren Kraftwerkseinsatz erkennen.

Es mussten die Steinkohle-, die Braunkohle- und sogar die Kernkraftwerke massiv zurückgefahren

werden, um der Wind- und Sonnenstromeinspeisung „Platz“ zu machen. Die Kostenersparnis in

diesen im Teillastbetrieb gefahrenen Kraftwerken betrifft nur den eventuell ersparten

Primärenergieeinsatz und ist daher sehr gering, praktisch sogar gleich Null!

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Manuskrip

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014

Zeitgleiche Leistungsganglinie aller ÜNB`s im Monat 3.2011

28

Ein solches System aus Wind-, Sonnen-

und Gaskraftwerken wird zu erheblich höheren

Stromerzeugungskosten führen, von bisher rd. 3,5 ct/kWh auf 12 bis

35 ct/kWh je nach Wind/ Sonnen- und Erdgasanteil für die zu ersetzende

Kernkraftstromerzeugung. Bei Wegfall der rd.150 Mrd. kWh Kernkraft-

Stromerzeugung erfordert das jährlich zwischen 13 und 47 Mrd. €

Mehrkosten für die Erzeugung.

In Deutschland sind zusätzlich zu

der Windleistung rd. 17.000 MW

Photovoltaikleistung installiert. Im

März 2011 waren diese, wie in der

Ganglinie der Wind- und Sonnen-

Leistungen vom 11.3. bis 23.3.2011

dargestellt, verfügbar.

Es ist deutlich zu erkennen, dass

zu mehreren Zeitpunkten in dem

dargestellten Zeitintervall die

Summenleistung nahezu Null war,

so dass beide Erzeugungsarten zu

100 % durch Reservekapazitäten

z.B. aus noch zu bauenden

Gaskraftwerken abgesichert

werden müssen.

Die verfügbare Speicherkapazität

aus Pumpspeicherkraftwerken

(blauer Balken) ist bei weitem nicht

ausreichend, um die leistungslosen

Zeiten der regenerativen Strom-

erzeugung zu überbrücken.

Insgesamt produzierten Ende 2010 deutschlandweit

21.607 Windenergieanlagen Strom mit einer

Gesamtleistung von 27.214 MW

Zum Vergleich das Energie- Speicher-

potenzial aller Pumpspeicherkraftwerke

in Deutschland mit 7 GW Leistung als

Tagesspeicher.

Arbeit: 3.057 GWh

Mittlere Leistung:

4,1 GW

Quelle: FTD vom 30.5.2011

Dr.

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014

Ganglinie der verfügbaren Windleistung aller

Windenergieanlagen in Deutschland im Jahr 2011

29

Die Jahresarbeit betrug 2011: 48,9 TWh

(Vorjahr 35,77 TW, was einer Benutzungs-

dauer der installierten Leistung von 1.759 h

entspricht. Das Jahr hat aber 8.760 Stunden

in denen zwischen 40 % und 100 % der

Maximalleistung benötigt werden. Mittelwert der Leistung: 4,0 GW 14,5 % der

Nennleistung

Im November war der Einsatz der anderen Kraftwerke fast den ganzen Monat erforderlich, demnächst wären das Gaskraftwerken (die noch gebaut werden müssen). Pumpspeicherkraftwerke wären

vollkommen unzureichend die windarme Zeit zu überbrücken.

Monatsarbeit: 2.893 GWh

Diese Leistung hätten die sieben dem Moratorium zum Opfer gefallenen deutschen Kernkraftwerke abdecken können, mit

einer Kostenersparnis von täglich rd. 7 Mio. €!

Arbeit von 1-3:

11.262.770 MWh

Mittlere Leistung:

5.214 MW

Oktober 2011: 27,8 GW

21.915 Anlagen

Zum Vergleich: Das Energie-Speicherpotenzial aller

Pumpspeicher-Kraftwerke in Deutschland ist mit 7 GW

Leistung als Tagesspeicher (max. 8h) vollkommen

unzureichend, die Windstromflautezeiten zu überbrücken

Monatsarbeit: 7.992 GWh

Der Dezember brachte mehr als den doppelten Windstromertrag gegenüber dem November, er war der bisher windstärkste Monat überhaupt, aber auch wieder zwei bis

drei sehr stromarme Tage. Mittelwert der Leistung: 10,7 GW 38,5 % der

Nennleistung

Bisher

Windstärkster Monat

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014

Ganglinien der verfügbaren Windleistung aller

Windenergieanlagen in Deutschland im 1. Halbjahr 2012

30

Minimaler Leistungswert in MW im Juni 197 (0,67 % der inst. Leistung)

Maximaler Leistungswert in MW im Januar 24.086 (82,5 % der inst. Leistung)

mittlere Leistung in MW (in % der inst. Leistung) 3.887 bis 9.459 (13,8 - 32,4%)

Gesamte Arbeit in MWh (Tagesbedarf rd. 1,65 TWh) 24.816.365 (rd. 8,3 % des Bedarfes)

Minimaler Arbeitstageswert in MWh im Mai 13.581 (0,83 % des Tagesbedarfes)

Maximaler Arbeitstageswert in MWh im Januar 526.078 (32,0 % des Tagesbedarfes)

Maximale Leistungsänderung in MW/min im Mai 168,3 (von 71,7 bis 168,3)

Leistung max / min: 24.086 / 345 MW

Monatsarbeit: 7.037.284 MWh











Mittlere Leistung: 9.459 MW Mittlere Leistung: 6.159 MW Mittlere Leistung: 5.411 MW

Mittlere Leistung: 4.558 MW Mittlere Leistung: 3.888 MW Mittlere Leistung: 3.887 MW

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31

Wind- plus Solarleistung aller EEG-Anlagen in 2012

Quelle: Datenbeschaffung und Auswertung, G. Borgolte 2013

Die installierte Leistung zu Ende des Jahres 2012 erreichte bei den Windanlagen 30.980 MW,

davon 150 MW offshore und bei den Photovoltaikanlagen 32.400 MW. In den Sommermonaten ist

tagsüber die Photovoltaikleistung in der Regel dominierend, aber in den Wintermonaten meist

fast bedeutungslos. Bis 2030 sollen in der deutschen Nord- und Ostsee 25 GW Offshore-Windenergie-Anlagen hinzu kommen.

Derzeit sind 0,15 GW installiert, die Erkenntnis, dass das Ziel nicht zu erreichen ist, ist ein offenes Geheimnis nicht nur im Hause Siemens oder Tennet.

Wind: Installiert: 30.980 MW, Min: 192 MW, Max: 24.086 MW, Sonne: Installiert; 32.400 MW, Min: 0 MW, Max: 22.368 MW

Wind: 7,04 TWh

Sonne: 0,54 TWh Wind: 4,58 TWh

Sonne: 1,04 TWh

Wind: 4,02 TWh

Sonne: 3,37 TWh

Wind: 3,39 TWh

Sonne: 2,65 TWh

Wind: 2,89 TWh

Sonne: 4,17 TWh Wind: 2,89 TWh

Sonne: 3,68 TWh

Wind: 2,80 TWh

Sonne: 3,73 TWh

Wind: 2,29 TWh

Sonne: 3,83 TWh

Wind: 3,11 TWh

Sonne: 2,89 TWh

Wind: 3,75 TWh

Sonne: 1,78 TWh

Wind: 4,06 TWh

Sonne: 0,77 TWh

Wind: 5,85 TWh

Sonne: 0,44 TWh

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32

60 MW Offshore Windpark Alpha Ventus ab 27.4.2010 in Betrieb

Bundesumweltminister Norbert Röttgen (2. v. l.) drückte zusammen mit

den Vorstandsvorsitzenden der Energieunternehmen Eon, Wulf Bernotat,

EWE, Werner Brinkner und Vattenfall, Tuomo Hataka symbolisch den

Startknopf.

"Alpha Ventus", ist der erste Hochsee-Windpark vor der deutschen Küste.

Die Anlage bestehend aus zwölf Windenergieanlagen, befindet sich

45 Kilometer nördlich von Borkum in der Nordsee. "Alpha Ventus" ist ein

Testprojekt, mit dem grundlegende Erfahrungen in Bau und Betrieb von

Windrädern auf hoher See gesammelt werden sollen. Der Bau der Anlage

kostete etwa 250 Mio. € und wird von den Energiekonzernen E.on

und Vattenfall sowie der Stromgesellschaft EWE aus Niedersachsen

betrieben.

Aufbau der Trafo- und Übergabestation

mit Hubschrauber-Landeplattform

Quelle: FTD 28. 4. 2010

Quelle: FTD 23. 7. 2010

1. Hauptsatz: Von nichts kommt nichts.

2. Hauptsatz: Es gibt nichts umsonst.

3. Dr. Greilich: „Wissen+Optimismus = Konstant“

Dr.

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33

60 MW Offshore Windpark Alpha Ventus, Stand Mai 2012

33

Offshore - Windleistungseinspeisung ins transpower - Netz

vormals E.on-Netz ab April 2010 in Betrieb, 2011: 267 GWh, 4.450 h

Der Ertrag wurde 2011 mit 267 GWh um 15 % gegenüber der Prognose übertroffen. DOTI-Geschäftsführer Rudolf

Neuwirth von E.ON: „alpha ventus als erfolgreiches Pionierprojekt zeigt das Potenzial der Offshore-Windenergie,

aber auch die wirtschaftlichen Risiken der aufwändigen Errichtung.

Offshore-Windleistung (Alpha Ventus) im E.on

transpower Netz im Monat Juni vom 1.- 30. 6. 2010

0

15

30

45

60

1 5 9 13 17 21 25 29Zeit (Tage der 1/4 h - Leistungswerte)

Leis

tun

g in

MW

Offshore-Windleistung im E.on

transpower Netz im Monat April vom 1.- 30. 4. 2010

0

15

30

45

60


Leis

tun

g in

MW

Offshore Windpark Alpha Ventus: 12 x 5 MW = 60 MW Nennleistung

Inbetriebnahme

am 27.4.2010

zuvor

Probebetrieb

Offshore-Windleistung im E.on

transpower Netz im Monat Mai vom 1.- 31. 5. 2010

0

15

30

45

60


Leis

tun

g in

MW

Offshore-Windleistung (Alpha Ventus) im E.on

transpower Netz im Monat Juli vom 1.- 31. 7. 2010

0

15

30

45

60


Leis

tun

g in

MW

Bundesumweltminister

Norbert Röttgen nahm am

27.4.2010 symbolisch

zusammen mit den

Vorstandsvorsitzenden

der Energieunternehmen

Eon, Wulf Bernotat, EWE,

Werner Brinkner und

Vattenfall, Tuomo Hataka

den ersten deutschen

Hochsee-Windpark

"Alpha Ventus",

in der Nordsee

vor Borkum in Betrieb.

Es lässt sich bereits die

mittlere Leistung mit rd.

22,5 MW entsprechend

3.285 Benutzungsstunden

der Nennleistung

abschätzen.

Dr.

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34 34

Offshore Windparks in der Nordsee bis 2012

Dr.

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014

Photo: dpa

35

Siemens startet neu mit Offshore Windparks in der Nordsee ab 2014

Eine halbe Stunde fliegt die zehnsitzige Propeller-maschine schon, als das mit Windrädern verspargelte

Seegebiet in Sicht kommt. Im Zentrum ein kleiner gelber Punkt, der langsam größer wird. „Das ist sie“,

übertönt Tim Dawidowsky das laute Motorengeräusch.

Der bei Siemens das Geschäft mit der Stromanbindung

manget. Mit „sie“ meint er Helwin 1, die würfelförmige

50 mal 50 Meter große und 30 Meter hohe Plattfarm

einer Umspann- und Konverter-Anlage.

Helwin 1 ist nur eine von vier Nordsee-Plattformen,

mit denen sich der Münchner Elektrokonzern aus-

gerechnet in einem seiner Kerngeschäfte spektakulär

verhoben hat. 808 Millionen Euro Verlust sind dafür

seit 2011 aufgelaufen bei rund 300 Millionen Euro

Jahresumsatz für Stromanbindungsgeschäfte dieser Art.

Soeben hat der Netzbetreiber Tennet einen Folgeauftrag

namens Borwin 3 an Siemens vergeben. Mit 1,5 Mrd. €

Volumen für 150 Windräder und das Umspannwerk ist

es der bislang größte Auftrag für die Siemens-Windsparte. Dieser Windpark 85 Kilometer vor der

niederländischen Küste soll 2019 fertig sein. Neue Projekte werden mit fünf Jahren veranschlagt bisher hatte

man zwei Jahre kalkuliert. Die Plattformen werden nun von dem Konsortialpartner Petrofac, der auf 30 Jahre

Erfahrung in der Öl- und Gasindustrie aufbauen kann.

Nur drei Großkonzerne Siemens, ABB und Alstom beherrschen die Technik auf See.

„Es ist so oder so ein risikobehaftetes Geschäft.“ Ein Kranschiff zur Installation einer Plattform auf hoher

See koste eine Million Euro am Tag und 20 Tage schlechtes Wetter seien für die Nordsee nichts

Ungewöhnliches. „Die Millionen-Euro-Scheine drehen sich dann wie durch die Tankuhr“, beschreibt

der Manager eines der Risiken, das Siemens aber mittlerweile abgegeben hat.

Quelle: Stuttgarter Zeitung vom 29.5.2014

Dr.

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014

Maximale und minimale monatliche Windleistung

2006 bis 2012 (1/4 - h Werte)

36

Zu den Zeiten minimaler Windleistung die in jedem Monat kurzzeitig auftreten, helfen auch

beliebig viele Windenergieanlagen nicht weiter.

Da es keine Energiespeicher für diese Größenordnungen der Leistung gibt, sind

zusätzliche Gasturbinen als back-up Sicherung erforderlich.

Maximale und minimale Werte der Windleistung

von 2006 bis 2012

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

0 12 24 36 48 60 72 84

Jahr/Monate

Le

istu

ng

in

MW

2006 2007 2008 2009

30.592

GWh

1.500 h/a

39.540

GWh

1.834 h/a

40.429

GWh

1.734 h/a

37.772

GWh

1.492 h/a

installierte Leistung

maximale Leistung

minimale

Leistung

2010

36.392

GWh

1.380 h/a

2011 2012

44.315

GWh

1.551 h/a

36.360

GWh

1.212 h/a

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014

Die 150 Mrd. kWh jährliche Strom-

erzeugung aus Kernenergie in

Deutschland zu 5 (3) ct/kWh macht

7,5 Mrd. €, die gleiche Strommenge aus offshore

Windanlagen zu 15 ct/kWh und Sonnenanlagen zu

30 ct/kWh je zur Hälfte im Mix (beides gesetzlich für

20 Jahre garantiert!) macht 22,5 ct/kWh und somit

Stromerzeugungskosten - zu Zeiten wo der Wind

weht und die Sonne scheint - von 33,75 Mrd. €, also

eine Mehrkostendifferenz von 26,25 Mrd. € pro Jahr.

DENA II Studie:

3.600 km neue Leitungen (rd. 10 Mrd. € Investitions-

kosten) nun aktualisiert 4.300 km, werden

erforderlich sein, um die Energiewende zu

realisieren.

Bisher sind rd. 90 km gebaut!

Plus rd. 20 GW neue Gaskraftwerke

50 zu je 400 MW (rd. 8 Mrd. € Investitionskosten)

mit zusätzlichen Gasbezug aus Russland

(rd. 20 Mrd. m3 Erdgas pro Jahr, 3 Mrd. €/a).

Dies ist eine Steigerung des Deutschen

Erdgasbedarfes von insgesamt rd. 100 Mrd. m3 um

20 % auf demnächst mindestens 120 Mrd. m3

pro Jahr, bei 70 TWh Stromproduktion aus Wind

oder Sonne und 80 TWh aus Gas zu Zeiten,

wo der Wind nicht ausreichend stark weht,

jedoch + 22 Mio. t CO2 pro Jahr!

Mehrkosten im Mix: 22,2 Mrd. € 37

Quelle: Zfk Juli 2012

Quelle: FTD 30.7 2012

Ausbaupläne

3.800 km, 20 Mrd. €

4 HGÜ - 10 GW

DC - Korridore

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014

38

Erste HGÜ - Trasse in der Planung Mit dem Vorschlag für den konkreten Verlauf der Trasse

tritt Deutschlands größtes Netzausbauprojekt in die

heiße Phase. Wie die Netzbetreiber Tennet mitteilte,

könnte die Haupttrasse des insgesamt 800 Kilometer

langen "SuedLink"-Projekts bis zum Jahr fertig sein.

Zu den Wind-

u. Sonnen-

armen Zeiten

sind die

Ersatzkraftwerke vor Ort gefordert.

gesamte verfügbare

Wind- und Sonnenleistung

Deutschlands im

Januar 2014:

Von 68 GW installierte

Leistung waren maximal

26,4 GW verfügbar

(38,8 %)

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014

Entwicklung der EEG Vergütung und Strompreise

39

S

ub

ve

nti

on

Verdrängte und damit ersparte

Stromerzeugungskosten in den

ohnehin notwendigen

Kraftwerken!

2011: 17,1 Mrd. €, 2014: 23,6 Mrd. € 427 € je Haushalt, 590 € je Haushalt

Subvention zu Lasten aller

Stromverbraucher: 700 € je Haushalt ?

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40

Strompreise für Haushalte und Industrie

in Europa 2010

Anmerkung: 1 €/100 kWh = 1 Ct/kWh = 10 €/MWh, USA: Stand 2012

Wie lange können wir uns diese Spitzenstellung leisten?

Quelle:

FTD 26.7.2011

Korrektur:

richtig ist: €/100 kWh

USA 9,40 USA 5,60

Deutschland 2012: Haushalt : 28,2 Ct/kWh, Industrie: 12,6 Ct/kWh, Quelle: IEA, FAZ vom 21.5.2013

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41

Na also, das wäre erst vom Tisch

EEG - Umlageentwicklung

Die 23,6 Mrd.

EEG - Umlage

(590 €/Haushalt)

werden nicht geringer,

etwas weniger

schnell steigen,

die 5,1 Mrd. €

Entlastung überprüft,

aber kaum angetastet.

Quelle: AZ 3.4.2014

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42

Wirtschaftlichkeit: Windenergieanlagen bei Direktvermarktung

Photo: dpa

Systembedingte Stromerzeugungskosten

z.B. typische Projektkosten: 1.500 €/kW

Erwartete Benutzungsdauer der Nennleistung: 1.800 h,

Jahres-Stromproduktion einer 3 MW-Anlage (4,5 Mio. €):

WJ = 5,4 Mio. kWh

Jährliche Betriebskosten für Unterhaltung (Wartung):

3 % der Investitionskosten, jährliche Kosten für

Versicherungen, Abrechnung u.ä.: 1 % .

Die Investition ist wirtschaftlich, wenn am Laufzeitende

grün als Summe gleich oder größer rot ist!

%,,,

),(,, 36707360

1041

104104120

20

420

aAnnuität (Jahreskosten) des Kapitaldienstes 20 Jahre Laufzeit, 4 % Zinslast:

Als fixe Jahreskosten sind die annuitätischen Kapitalkosten (CapEx) plus den Betriebskosten für die

Instandhaltung und Betriebspersonal (OpEx) aufzubringen. Für die OpEx-Kosten werden 4 % der

Investitionskosten angesetzt. Beide Kostenquellen setzen sich wie folgt zusammen:

Kapitalkosten (CapEx):

Instandhaltung und Personal (OpEx):

Für die spezifischen Leistungskosten pL gilt demnach:

Die spezifischen Arbeitskosten pA sind näherungsweise gleich Null (Wind ist kostenfrei).

Stromerzeugungskosten:

€.,€, 200331073601054 6

0 aKACap

€.,€,, 0001800401054040 6

0 KAOp

kW

€,

kW.

€..40170

0003

000180200331

n

OpCap

LP

AAp

kWh

ct,

kWh

ct,

kWh

€

h.kW

€,

max 479047908001

40170 A

LA

J

L

J

gesp

T

pp

W

Pp

W

Kp

€.kWh,kWh

€,,Verlust 3802411045

100

105479 6

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014

43 43

Stromhandel an der Strombörse in Leipzig

Der Strom wird an der

Strombörse in Stundenkontrakte

„heute für morgen“ gemäß

Angebot und Nachfrage in

€/MWh gehandelt, mit der

Maßgabe, dass bei geringstem

Überhang der größte mögliche

Umsatz erzielt wird.

Angebotsmenge

Preis

in €/MWh

A 8

A 2

A 1 = Menge aus thermischen Kraftwerken,

deren kurzfristiges runterfahren hohe Zusatzkosten verursacht! (z.B. Residuallast)

A 3 A 4

A 7

A 6

A 5

Merit-Order-Preis den

alle Anbieter erhalten

A 1

Preis bei verminderter Nachfrage

oder bei unkalkuliert höherer

Windeinspeisung

Nachfragekennlinie

Angebotsmenge prinzipiell

aus Kraftwerksart:

A1: Laufwasser und Teilmengen

thermische (must run)

Residuallast

A2: Wasser, Wind und Sonne

Direktvermarktung

A3: große Wasserkraftwerke

A4: Kernkraftwerke

A5: Braunkohlekraftwerke, neue

A6: Braunkohlekraftwerke, ältere

A7: Steinkohlekraftwerke

A8: Erdgaskraftwerke

0

Fluktuieren-

der Wind-

und

Sonnenstrom

EEG -

vergütet

Angebotsmenge

Preis

in €/MWh

A 8

A 2

A1 = Menge aus thermischen Kraftwerken, deren kurzfristiges runterfahren

hohe Zusatzkosten verursacht! (z.B. Residuallast)

A 3

A 4

A 7

A 6

A 5

Merit-Order-Preis den

alle Anbieter erhalten

A1

Negativer Strompreis bei

Schwachlast und starkem Wind

und/oder Solarstromaufkommen!

Nachfragekennlinie

0

Fluktuieren-

der Wind- und

Sonnenstrom

EEG -

vergütet

Dr.

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014

Wie reagiert die Strombörse ?

Durchschnittspreis: pØ,EEX = 22,70 EUR/MWh

EEX Leipzig European Energy Exchange

am Montag 22.12.2008

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

1 6 11 16 21Zeit

MWh

-120

-80

-40

0

40

80

€/MWhHandelsmenge Preis

Pre

is

Han

dels

men

ge

Handelsvolumen:

+17,24 Mio. €

- 5,53 Mio. €

Windleistungseinspeisung vom 17.12. bis 30.12.2008

0

5.000

10.000

15.000

20.000

17.12 19.12 21.12 23.12 25.12 27.12 29.12

Tage im Dezember 2008 (Stunden-Mittelwerte)

Le

istu

ng

in

MW

Installierte Leistung: 23.312 MW, zeitgleiche

Summenleistung aller 19.868 Anlagen

Während dieser Zeitspanne am

22.12.08 von 0 bis 6 Uhr wurde der

Strom verschenkt und noch Geld in

Höhe von 5,53 Mio.€ dazu.

Am 22.12.2008 ergab sich am Spotmarkt der EEX ein

neuer Rekord bei den negativen Handelspreisen.

In der Zeit von 0 Uhr bis 6 Uhr bekam man für die

folgenden Handelsmengen noch Geld dazu:

Zeit Preis Handelsmenge

h €/MWh MWh

0-1: -9,98 14.912

1-2: -29,59 15.714

2-3: -101,52 15.645

3-4: -101,52 15.575

4-5: -100,50 15.664

5-6: -9,98 15.755

Summe: 93.265

Umsatz: -5,53 Mio. €

Die Windanlagenbetreiber bekamen in

dieser Zeitspanne unabhängig von

dem negativen Handelspreis die EEG

Vergütung von rd. 90 €/MWh

entsprechend 8,4 Mio. €. 44

Kapazität

Vianden

1.100MW

6h

Dr.

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014

45

Wie reagiert die Strombörse Weihnachten 2012 ?

In der Zeitspanne vom ersten bis zum dritten Weihnachtstag wurden an der Strombörse in

Leipzig in der Zeit ab Mitternacht bis 9 Uhr morgens auf dem PHELIX-Spotmarkt 689 Millionen

kWh verkauft (verschenkt) und die Käufer (Beschenkten) erhielten aus Dank, dass diese den

Strom abgenommen hatten, noch 91,85 Millionen Euro dazu geschenkt.

Da dieser - aus technischen Gründen zum Teil überschüssige - Stromanteil der

Windanlagenbetreiber aber von den ÜNB`s wie Amprion, Tennet, 50 Hertz und EnBW für rd. 120

Millionen € nach dem EEG im Netz aufgenommen, vergütet und an die Börse gebracht werden

musste (in 2011: 16,5 Mrd. € für 124,2 TWh EEG Strom), gehen die insgesamt entstandenen

Kosten in Höhe von 211,85 Millionen € zu Lasten aller Stromverbraucher!

Wind: 5,85 TWh, PW,max= 20.563 MW, Pgesamt, max. = 26.500 MW (42 %)

Sonne: 0,44 TWh, PS,max= 7.993 MW, Pgesamt, inst. = 62.527 MW zu Ende 2012

Dr.

Alt F

H A

achen,

Manuskrip

te 2

013

46 46

Bildung der Preise an der Strombörse in Leipzig bei

unzureichend kalkulierter Windenergieeinspeisung

Tage negativer Börsenpreise in €/MWh ab September 2009 bis März 2010

0

400

800

1200

1600

50 8

18

80

0

14

99

26

27

21

11

19

9

23

0

11

11

50

10 8

11

21

11

20

0

25

0 8 4 5

10

10

0

11

10

0

20

0

01.

Sep

04.

Sep

15.

Sep

03.

Okt

04.

Okt

25.

Okt

15.

Nov

19.

Nov

22.

Nov

23.

Nov

24.

Nov

25.

Nov

26.

Nov

29.

Nov

30.

Nov

06.

Dez

20.

Dez

22.

Dez

24.

Dez

25.

Dez

26.

Dez

27.

Dez

29.

Dez

19.

Jan

31.

Jan

02.

Feb

27.

Feb

28.

Feb

01.

Mrz

€/M

Wh

(n

eg

ati

ve

We

rte

)

Daher negative Strompreise an der Strombörse!

Liberalisierung bedingt Wettbewerbspreise

Regulierung bedingt Kostenpreise

Die Preisspanne der Strompreise an der Börse für

Stundenkontrakte umfasst bisher eine Spanne von

-1. 499 €/MWh bis +2.072 €/MWh!

entsprechend: -1,50 €/kWh bis +2,07 €/kWh

Dr.

Alt F

H A

achen,

Manuskrip

te 2

013

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Strom - Import/Export mit unseren Nachbarn

Die Stromimporte erfolgen vornehmlich aus Frankreich mit Leistungen bis 5 GW

und aus Tschechien mit Leistungen bis 3 GW (aus dortigen Kernkraftwerken).

Die monatlichen Energiemengen aus Frankreich erreichen 2 TWh und aus

Tschechien 1 TWh. Kurzzeitig kommen jedoch auch Exporte bis zu 2 GW in beide

Länder vor. Die Stromexporte erfolgen vornehmlich nach Holland mit Leistungen bis

5 GW und monatliche Energiemengen bis 2,5 TWh und in die Schweiz mit

Leistungen bis 4 GW und monatliche Energiemengen bis 2 TWh, sowie nach

Österreich mit Leistungen bis 3 GW und monatliche Energiemengen bis

1,5 TWh (zu sehr niedrigen und teilweise sogar negativen Preisen).

Dr.

Alt F

H A

achen,

Manuskrip

te 2

014

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Welchen Einfluss haben die Medien auf die Meinungsbildung?

Wahrscheinlichkeit auf 6 richtige im

Lotto, wenn man ein Jahr lang jede

Woche zwei Reihen spielt:..0,00001

Wahrscheinlichkeit eines

Stromausfalls im

deutschen Stromnetz bis zur

Energiewende:……..0,00003

Nach der Energiewende: ???

Es ist somit nicht verwunderlich, dass die

Kommentare der Politikjournalisten in allen

Medien mit großer Wahrscheinlichkeit von

„Grüner“ Ideologie geprägt sind und dies

daher stets fachlich zu hinterfragen ist.

Richtig

ist:

65 GW

30 GW

30 GW

Quelle: ZfK, Mai 2013

Dr.

Alt F

H A

achen,

Manuskrip

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Windkraft im Schwarzwald: Gewinn oder Verlust? Nutzen oder Schaden?

„Politische Mehrheitsentscheidungen sind keine Naturgesetze“,

es bleibt die Hoffnung auf wirtschaftliche Vernunft, entscheiden Sie selbst!

Die Strombremse hat versagt, daher alles offen, Quo vadis?

Bis zu 70% fluktuierender Leistungsanteil an der Lastdeckung sind

verkraftbar und technisch - wirtschaftlich vertretbar - wir haben bereits

80% - alles was wir weiter tun, ist unvernünftig und hoch ineffizient!

Mit jedem Windrad

oder Photovoltaikanlage

wird der Strom für alle

teurer und weniger

zuverlässig!

Ich danke Ihnen, dass Sie

mich angehört haben, gerne

erwarte ich Ihre Fragen.

Die schlechteste Präsentation der Welt

Engineering

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