Politik

Energiewende: Gone with the Wind

Lesezeit: 16 min
21.08.2022 08:19
Bei der gegenwärtigen Versorgungskrise als Folge der Ukraine-Krise ist das Fehlen eines Plans B zur Energieversorgung in Deutschland offenkundig. Deutschland wird zum Hochrisikoland für Blackouts.
Energiewende: Gone with the Wind
Die verpasste Energiewende sorgt für massive Probleme in der Gegenwart und Zukunft. (Foto: dpa)
Foto: Julian Stratenschulte

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Gastbeitrag von Gustav W. Sauer und Wolfgang G. Winkler:

Waren die politischen Strategien ab den 1970er Jahren – Wandel durch Annäherung und Wandel durch Handel – noch scheinbar erfolgreich, wird bei der gegenwärtigen Versorgungskrise als Folge der Ukraine-Krise das Fehlen eines Plans B zur Energieversorgung in Deutschland schmerzlich offenkundig. Mithin rächt es sich nun, dass der in Deutschland zwingend erforderliche Konsens zu Hochtechnologien in den letzten 30 Jahren durch eine abwegige Hochideologie ersetzt wurde. Deutschland gibt sich dem Alarmismus hin, verwirrt durch seine „German Angst“, und huldigt „apokalyptischem Denken“ (Shellenberger, NZZ, 28.07.2022). Die Sachverhalte bleiben dabei auf der Strecke. Oftmals konnte man sogar den Eindruck haben, dass Kirchentage die industriepolitische Debatte bestimmen, indem sie beliebig Mitglieder der Bundesregierung einbestellten und letztere auch folgsam anreisten. Aber auch in der Bundesregierung scheinen sich Hierarchien aufzulösen, etwa wenn der Bundeswirtschaftsminister für den Winter 15% Gaseinsparung propagiert, dies der ihm nachgeordnete Behördenchef der Bundesnetzagentur indes auf 20% lizitiert.

Hinzu kommt, dass in der Energiepolitik das stets richtige „Sowohl-als-Auch“ – d.h. dass die Addition unterschiedlicher Einzellösungen die erforderlichen 100 Prozent ergeben – durch ein „Weder Kernenergie – Noch fossil“ ersetzt wurde. Gleichwohl schließen sich Addition und Alternative keineswegs aus, es muss nur in Erinnerung bleiben, dass beide durch Übergangszeiten verkoppelt sind. Mithin kann die Alternative nur dann, wenn überhaupt, 100 Prozent erreichen, wenn vorher die Addition als Übergang die Voraussetzungen für die Alternative schaffte.

Diese Einsicht allein führt schon in Konjunkturzeiten im irrlichternden Deutschland zu erbitterten Diskussionen, in Krisen wird der Fehler, alles auf die alternative Karte zu setzen, gewissermaßen zum industriellen Suizid. Garniert wird dies durch den Satz: „Man müsse nach vorne schauen“, wobei man, weil man nicht zurückschaut, die eigenen Fehler übersieht und folglich auch nicht weiß, ob es die richtige Richtung ist. Besser wäre es in einem solchen Fall, gemäß SUNZI („Die Kunst des Krieges“, 5. Jhd. v. Chr.) zu handeln. Er hätte seinem General sicherlich geraten, nur über eine Brücke zu gehen, wenn er weiß, was ihn drüben erwartet, und die Brücke nur einzureißen, wenn er weiß, dass er nicht mehr zurückmuss.

Nun, eine Energieversorgung auf Basis Erneuerbaren Energien mag zielgerecht sein, in der jetzigen Situation der nächsten beiden Winter erscheint ein Hinweis darauf als eine Selbsttäuschung sondergleichen – oder wie man annehmen darf, dass die Bundesregierung zu jeglichem Wissen Zugang hat, zu einem sich verstärkenden Kontrollverlust. Politik erklärt nur noch, löst aber nichts.

Außerdem fallen zwei Fragen unter den Tisch. Zum einem betrug das Energieaufkommen 2021 in Deutschland rechnerisch knapp 3.300 TWh. Wenn aller Energieverbrauch von Industrie, Gebäudebereich, Verkehr, Landwirtschaft und Abfallbereich bis 2050 allein auf Strom umgestellt werden soll, wie soll denn im Jahre 2050 gemäß der KND dafür lediglich 962 TWh ausreichen? Ein Wirkungsgradgewinn von mehr als 3:1 ist ausgeschlossen. Zum andern werden die Konsequenzen mit der German Angst beschwiegen, Deutschland wird damit zum Hochrisikoland für Black-outs, weil auf Gaskraftwerke verzichtet wird oder politisch werden muss. Allein mit Netzmanagement wird Versorgungssicherheit nicht zu erreichen sein.

Wind/Speicher-Analyse

Ausgangspunkt dieses Kontrollverlusts ist der – aufgrund einer Dissertation in den 1990er-Jahren mit dem Motto: „Irgendwo weht immer Wind“ – gezogene Schluss, es genüge Wind europaweit zu verbinden, um immer Strom zu haben. Speziell im Winter, mit den bekannten Winterstürmen im Osten sei diese Technologie die ideale Ergänzung zu der speziell im Sommer wichtigen Solarenergie. Flugs erarbeitete Vergleiche der mittleren Stromernte über Jahre bestätigten zwar als langjährigen Jahresmittelwert diese Einschätzung. Jedoch werden als Mittelwert langandauernde Versorgungsstörungen geglättet, was freilich unter den Tisch fiel.

Der schrille Alarm von wiederkehrenden Blackouts in Texas bei Ausfall von Gaskraftwerken, verbunden mit unerwarteten Windausfällen, wird in Europa nicht ausgewertet, mahnende Hinweise u.a. des Bundesrechnungshofs werden ignoriert. Zumal der Gasausfall in der EU mit der Ukrainekrise alles übertüncht.

Der notwendige Vergleich zwischen dem Blackout in Texas und einem ähnlichen Ereignis bei regenerativer Versorgung wird in Bild 1 wiedergegeben, wenn man den Beitrag von Erdgas zur Stromerzeugung durch eine Stromspeichertechnologie ersetzen würde. Die in Texas bei solchen Störfällen zu zahlenden Strompreise sind enorm und würden in Deutschland als gänzlich unsozial angesehen werden und die Energiewende wohl völlig diskreditieren. Gleichwohl kann naturgemäß bei manchen Stromlieferanten durchaus der Wunsch bestehen, auch bei Versorgungskrisen „Übergewinne“ zu erwirtschaften. Eine gefährliche Entwicklung dazu könnte sich aus der insbesondere von den Grünen und ihrem Beratermilieu favorisierten Smart-Grid-Technologie ergeben, wenn diese unter dem euphemistischen Begriff „Netzmanagement“ bei kritischen Versorgungslagen mangels verantwortlicher Bereitstellung von Reserveleistung für den Endkunden intransparente Spitzenstromtarife verrechnen. Da hier bei geringen Investitionen maximale Gewinne möglich sein könnten, mag ein solches Stromnetz von den bekannten Investoren von der City of London und der Wall Street als ebenso lukrativ angesehen werden wie der Emissionshandel.

Die Autoren haben dazu eine indikative Studie erstellt, um eine Abschätzung des Speicherbedarfs durchzuführen und die notwendigen Kriterien dazu zusammenzustellen. Ausgangspunkte dafür sind der zeitliche Verlauf des Strombedarfs und der Einspeisung aus den regenerativen Quellen Solar- und Windenergie auf Monatsbasis über mehrere Jahre (2011 bis 2019). Der Einfachheit der Betrachtung und der günstigen Quellenlage wegen wurden bei den meisten Betrachtungen Monatsmittelwerte als Basis genommen, was sich für eine durchaus aussagekräftige indikative Betrachtung als ausreichend erwiesen hat.

Bild 2 zeigt dazu den jahreszeitlichen Verlauf des Strombedarfs per Monat, wie er in verschiedenen Webseiten, wie etwa www.smard.de, öffentlich zugänglich ist. Der Strombedarf gibt stets die aktuelle Sollkurve für die zeitgleich erforderliche Verfügbarkeit elektrischer Leistung an. Für kurzfristige Änderungen reichen prinzipiell die schon vorhandenen Pumpspeicherkraftwerke. Die hier zu beantwortenden Fragen beziehen sich indes auf strukturelle längerfristige Störungen der Einspeisung aus den regenerativen Quellen mit monatlicher Werten, die mit den jeweiligen Jahreswerten normiert sind.

Die monatlichen Bedarfswerte schwanken maximal zwischen etwa 9,5 % des Jahresbedarfs im Winter und 7,6 % im Sommer bei einer Bandbreite von meist weniger als 1 %. Dementsprechend sind in den folgenden Abbildungen die gleichen Werte der Einspeisung mit Solarenergie (Bild 3) und von Windenergie (Bild 4) angegeben, die der Bedarfsdeckung dienen sollen.

Naturgemäß unterliegt die Ernte von Solarenergie einem deutlichen saisonalen Einfluss und so schwankt die Einspeisung zwischen etwa 1,1 % des Jahresbedarf im Winter (Mittel 1,8 %) und maximal 17,4 % im Sommer (Mittel 12,4 %) schwankt. Die Abstände zwischen den Minimal- und Maximalwerten liegen in der Regel zwischen 1 und 3 %, wobei die maximale Abweichung im Sommer 6,1 % beträgt. Der Mittelwert der maximalen Abweichung liegt bei 3,0 % und der maximale Wert wird nur einmal erreicht. Die vergleichbaren Werte für Windanlagen liefert Bild 4.

Auch die Ernte von Windenergie unterliegt einem deutlichen saisonalen Einfluss und die Einspeisung schwankt zwischen 3,6 % des Jahresbedarf im Sommer (Mittel 6,2 %) und maximal 18,0 % im Winter (Mittel 14,1 %). Der mittlere Abstand zwischen den Minimal- und Maximalwerten liegt im Sommer bei 2,5 %, wobei die maximale Abweichung im Winter 7,8 % beträgt. Der Mittelwert der maximalen Abweichung liegt bei 6,6 % und 6 % wird im Winterhalbjahr stets erreicht.

Diese letzten Werte zeigen, dass die Annahme, Windenergie im Winter könne eine sichere Versorgung garantieren, falsch ist, da die Schwankungsbreite der Windenergie nahezu im gesamten Winterhalbjahr dem Bedarfsanteil eines ganzen Monats sehr nahekommt.

Vor diesem Hintergrund ist es von größtem Interesse, zu analysieren, wie sich die in der AGORA-Studie „Klimaneutrales Deutschland“ (KND) genannte Speicherkapazität von 24 TWh bei einer realen Dunkelflaute verhalten würde. Dazu wurden die realen Werte der Winterdunkelflaute von Januar 2017 auf die Verhältnisse von 2050 als Referenzjahr skaliert. Die Ergebnisse sind in Bild 5 zusammengefasst.

Der während der Dunkelflaute vorhandene Strombedarf konnte gerade mit Batteriespeichern gedeckt werden, allerdings wären nach dieser Dunkelflaute im Jahre 2050 keine Reserven mehr vorhanden, die nächste kleine Störung könnte nicht kompensiert werden, das Netz wäre in hohem Maße Ausfall gefährdet. Dieses Ergebnis stellte die KND-Annahmen in einer angepassten Langzeituntersuchung anhand skalierter Betriebsdaten in Frage. Die Ergebnisse zeigt Bild 6.

Die Langzeitsimulation basierend auf den realen Werten zwischen März 2017 und Dezember 2019, zeigt deutlich die Auswirkung zufallsgesteuerten Einspeisung ohne ausreichende Speicherkapazität. Der Speicher wird hierbei virtuell durch eine „kumulierte Differenz“ ersetzt, die anzeigt, wie groß der Speicher dimensioniert werden müsste, um das Netz noch stabil zu halten. Im vorliegenden Fall wäre ein Speicher mit einer Kapazität von mindestens 123 TWh benötigt worden, um einen Blackout zu verhindern. Tatsächlich würde jedoch vermutlich die doppelte Kapazität benötigt, um im Rahmen einer Netzvorsorge zumindest noch gegen einen weiteren Abfall der regenerativen Einspeisung gewappnet zu sein. Dies bedeutet, dass die Speicherkapazität mindestens etwa 250 TWh betragen müsste, um vorsorglich zwei aufeinander folgende Mangelsituationen bewältigen zu können. Zu einem ähnlichen Ergebnis kommt eine weitere eigene Analyse, die auf einem Ausgleich erwartbarer Risiken durch Speicher ausgeht. Die Ergebnisse sind in Bild 7 zusammengestellt.

Wenngleich eine fundierte Bestimmung des Speicherbedarfs einen deutlich größeren Datenbestand analysieren müsste, so lassen sich hier die Grundgedanken eines solchen Konzepts diskutieren. Ausgangspunkt ist zunächst der Ausgleich von erzeugter elektrischer Energie und dem aktuellen Bedarf, der sich aus den jeweiligen Mittelwerten und einer Variation von eingesetzter Solar- und Windstromerzeugung (blaue Kurve) ergibt. Zur Absicherung der stochastischen Einflüsse werden dann die gefundenen mittleren Abweichungen und die maximalen Abweichungen dazu addiert. Eine andere Überlegung dazu ist, mit einem Sicherheitsbeiwert von 2 zu arbeiten, und so nur den Ausgleichswert als Maßzahl zu nehmen. Alle diese Ansätze sprechen für ein Optimum mit einem großen Windanteil. Dies entspricht aber nicht den beobachteten Verhältnissen im Netz und deren Projektion auf ein regeneratives Netz. So war im Juli 2020 zwar eine hohe Einspeisung von Solarstrom festzustellen, die aber in dem Modell nicht, wie eigentlich notwendig, zu einer Einspeicherung genutzt werden konnte, sondern lediglich die fehlende Windeinspeisung kompensieren musste. Ein ähnliches Bild ergab sich im Januar 2021, wo die Windeinspeisung zeitweise die erwartungsgemäß niedrige Solarstromeinspeisung kaum übertraf und das gesamte Netz praktisch über Speicher hätte versorgt werden müssen. Daher wurde ein Min/Max-Szenario entwickelt, das darauf beruht, dass die im Jahr benötigte Speicherenergie aus der Differenz des beobachteten maximalen Strombedarfs und der minimalen Einspeisung ermittelt wird. Dies berücksichtigt deutlich besser die stochastischen Effekte, die vorwiegend einer hohen Windeinspeisung zugeordnet werden müssen. Fasst man nun die Ergebnisse zusammen, so ist nach gegenwärtigem Stand eine Speicherkapazität in der Größenordnung von 30 % des Jahresbedarfs zu empfehlen, 20 % sollten jedenfalls nicht unterschritten werden. Der Windanteil sollte wegen seiner unsicheren Einspeisung mithin möglichst klein gehalten werden. Und es kommt hinzu, dass im Rahmen des EU-Green-Deal die Anrainerstaaten Deutschlands ihren Strom selbst brauchen, statt wie jetzt Deutschland auszuhelfen.

Nun reicht die Speicherfrage nicht aus, um ein Urteil über die langfristigen Perspektiven von Windstrom zu fällen, was auch nicht Aufgabe dieses Beitrages ist. Für mehr Informationen wird auf die umfangreiche Studie „Energiewende – Chance und Risiken für Deutschland / Energy transition - opportunities and risks for Germany“ der Autoren hingewiesen.

Dennoch erstaunt der Eifer des Bundeswirtschaftsministeriums, den unzuverlässigen Wind mit allen Einbindungsproblemen, mit hohem Speicherbedarf aber ohne ausreichende Speicher so zu forcieren, obwohl die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaik bessere Perspektiven anbietet. Für Wind an die 2,5 % der Fläche des Landes zu opfern, erscheint angesichts ausreichender versiegelter Flächen für Solaranlagen als ein ziemlich sinnloses Unterfangen. Dazu kommt, dass der Anteil an Rohstoffen, insbesondere auch an kritischen Rohstoffen, bezogen auf den Nutzen unangemessen hoch ist. Für relativ unzuverlässige 10 MW Windleistung werden Bauten errichtet, die jedes existierende Kraftwerk mit 1.000 MW bei weitem an Höhe übertreffen. Dies hat zur Konsequenz, dass die Wartungskosten pro kWh wegen des der Höhe geschuldeten Aufwands überproportional steigen. Weiterhin ist nicht zu erwarten, dass bei größeren Ausfällen ausreichend Kapazitäten an Fachpersonal und Ausrüstung vorhanden ist, um die Windturbinen wieder zügig ans Netz zu bringen.

Angesichts zunehmender Krisen, neuerdings auch Kriegsgefahren, muss auch die Resilienz betrachtet werden. Wie will man etwa Windparks auf See vor Angriffen schützen und sie unter kriegsmäßigen Bedingungen wieder aufbauen und in Betrieb nehmen? Gleiches gilt im Grunde auch für Landanlagen, die etwa mit Drohnen oder Raketen angegriffen werden. Demgegenüber ist der Anteil an kritischen Rohstoffen bei Photovoltaik deutlich geringer, die modulare Bauweise, die vorhandenen Flächen sowie die flächendeckende Infrastruktur von Elektrobetrieben für haushaltsnahe Technologien lassen erwarten, dass auch im Fall von Zerstörungen die Stromversorgung relativ schnell wieder funktionieren kann. Dringend zu empfehlen ist allerdings zügig eine ausreichende industrielle Basis in Europa wieder herzurichten und für eine Bevorratung mit Ersatzteilen Sorge zu tragen.

Wie also kam es zu dieser Fehlentwicklung, Wind zu priorisieren?

Zunächst wird die Windenergie vom Bundesverband Windenergie (BWE) gewissermaßen lautlos, aber hoch professionell lobbyiert, indem in den Administrationen vom Bund bis in Kommunen Meinungsträger, unterstützt durch die Politik, gezielt platziert wurden. Demgegenüber erweist sich die sogenannte Atomlobby als Laienspielschar, weil sie ihre Sozialfälle in den Administrationen entsorgt hat, wo sie ebenso scheiterten.

Windenergie an Land profitierte seit dem Erneuerbaren Energien-Gesetz aus dem Jahr 2000 (EEG-2000) wie keine andere Branche in Deutschland. Damit wurde das in der Sozialen Marktwirtschaft erwünschte unternehmerische Risiko gleichsam auf null gesetzt. Folge war eine enorme Umverteilung von allen auf wenige.

1. gelter Windstrom wird dennoch zu 95 bis 100% vergütet) und Freihaltung von allen Netzkonsequenzen, wie Netzanschluss, -ausbau und -neubau.

2. Ein sechstes Privileg ist indes eher versteckt. Denn das Referenzmodell wurde klammheimlich falsch angewendet. Da dies jedoch an jedem einzelnen Standort überprüft werden müsste, kommt eine Schätzung für den Zeitraum von 2000 bis 2015 zu Überzahlungen von ein bis zwei Milliarden Euro.

3. Aus dem Referenzmodell wird aber ersichtlich, dass wegen der deutlich höheren mittleren Windmittel von mehr als 6 m/sec die Windstandorte in Küstennähe zu bevorzugen sind. Rechnerisch müsste eine Windanlage in Bayern bei gleicher Stromernte eine um 47 m höhere Nabe aufweisen als an der Küste. Damit verbiet sich Landwind in Bayern gewissermaßen von selbst. Besser für den Süden ist mithin Photovoltaik (PV).

4. Im Jahre 2021 wurden in Deutschland schon mehr als 28.000 Landwindanlagen betrieben, mit 57 GW. Bei den heutigen Annahmen (AGORA: Klimaneutrales Stromsystem-2035) wird für das Jahr 2035 bereits eine Kapazität von 157 GW angesetzt. Neue Landwindanlagen haben aktuell Spitzenhöhen von 250 m und mehr, bei einer Leistung von 6 MW pro Anlage fiele jenseits 2035 die Gesamtzahl auf etwa 26.000. Damit reduziert sich die erdrückende Wirkung solcher Anlagen. So besehen ist die bisherige bayerische Vorgabe eines 10-fachen Abstandes zur Wohnbebauung bürgerfreundlich richtig und vermutlich auch sicherheitstechnisch geboten. Denn betrachtet man dazu Störfälle, so wäre etwa nachzuweisen, dass bei Abriss eines Flügels dieser mit Hilfe aerodynamischen Auftriebs nicht die Schutzzone verlässt und Wohngebiete gefährdet. Auch hat die Bundesregierung anscheinend ihre sonst bei jedem Industrieprojekt gezeigte Fürsorge für Flora & Fauna gegenüber den Anwohnern von Windanlagen aufgegeben. Denn sie möchte Abstände reduzieren, indem sie die Standortkommunen „kaufen“ möchte; Motto: Mehr Immissionsbelastung und Gefährdung gegen finanzielle Beteiligung.

5. Landwindanlagen haben im Vergleich zu Offshore-Anlagen ersichtlich bescheidene Volllaststunden (VLh); im Jahre 2021 als bundesweites Mittel: 1.552 VLh. In 2035 soll dies wegen der drastischen Nabenerhöhungen zwar auf 2096 VLh ansteigen, was aber nicht reichen wird.

    6. Bei den aktuell erwünschten hohen Anlagen von 250 m erhöht sich zugleich überproportional der Betonbedarf für die Fundamente. Der CO2-Fussabdruck aus der Errichtung einer Anlage ist mit 370 gCO2/kWh beachtlich, denn Kernkraftwerke haben weniger als 20 g/KWh aus der Errichtung.

    7. Aus der vorangehenden Betrachtung zum Speicherbedarf ergibt sich rechnerisch, dass allein eine deutliche Erhöhung der PV-Kapazität von 355 auf über 400 GW leere Speicher wieder füllen würde. Wie gesagt rechnerisch, denn die Erhöhung der PV-Kapazität allein als Speichervorsorge muss ja finanziert werden. Heute sind knapp 61 GW an PV installiert, was einen Zubau von 12 GW p.a. bis zum Jahr 2050 erforderte, während seit 2012 lediglich ein Zubau von 2,7 GW p.a. geschafft wurde. Und bei ausschließlich Landwindstrom liegt die Unsicherheit der Versorgung um 50% höher gegenüber PV. Außerdem bringt jeder Vorteil freilich auch Nachteile mit sich, denn eine PV-Kapazität von mehr als 400 GW müsste anteilig je nach Speicherfüllung auch abgeregelt werden.

    Dadurch erhöhen sich Kosten, insbesondere bei den teuren Batterie-Speichern. Übernimmt man die Speicherkosten für Elektroautos mit aktuell 100 €uro/kWh, fielen beim Speicherbedarf von 123 TWh. ohne Vorsorge, allein schon 12,3 Billionen Euro (!) an. Freilich werden sich die Speicherkosten für Auffinden neuer Materialzusammensetzungen reduzieren. Selbst eine optimistische Reduktion auf 25 % – wie aktuell bei PV – ergäbe für die Stromversorgung Deutschlands bis 2050 immer noch an die drei Billionen Euro.

    Außerdem ist offen, ob bei Stilllegung von Windanlagen ab den 2040er-Jahren solche Fundamente überhaupt und wenn ja, wie rückgebaut werden. Hinzu kommen Risiken u.a. aus Umsturz und aus der nicht möglichen Feuerbekämpfung ab 100 m Nabenhöhe.

    Wie muss es weitergehen?

    Nach alledem weist die Landwindnutzung offensichtlich eine Fülle von Nachteilen auf. Dies wird sich unter dem Treibhausdach noch weiter verfestigen, wenn der Jetstream mit seiner auf dem kopfstehende Omega-Bubbel über Nordeuropa weiterhin für festsitzende Großwetterlagen sorgt. Mithin zwar gute Sonnentage verspricht, indes weniger Wind. Außerdem werden sich auch osteuropäische Hochs lange halten, was uns im Februar/März empfindliche Kältewellen einbringt.

    Folgende additive Optionen liegen auf der Hand:

    1. Industriepolitisch verträglicher wäre es allemal, die existente Infrastruktur an Erdgas-Verteilung und -Nutzung nicht hoppla-hopp auf Wasserstoff umzustellen, sondern bis 2040 evolutionär zu substituieren. Denn neben Wasserstoff, was erst in der Zukunft belastbar unterstellt werden kann, können aktuell bereits künstliche Kohlenwasserstoffe – Methan: CH4, Ethen: C2H4 – über Elektrolyse mit erneuerbarem Strom und u.a. einem verbesserten Sabatierprozess erzeugt und diese auch im Kreislauf geführt werden (Winkler&Sauer, DWN, 10.07.2022).

    2. PV: Als echte Alternative liegt auf der Hand, PV – ob nun Dach- oder Freiflächenanlage – zunächst auf allen versiegelten Flächen zu nutzen. Zwar hat PV den Nachteil, dass die Volllaststunden in unseren Breiten durch den Sonnenstand auf mittlere 900 VLh beschränkt bleiben, also über Technologien nicht erhöht werden können. Gleichwohl besteht gegenüber dem volatilen Landwind eine deutlich höhere Sicherheit, in den 3 Stunden um den Mittagspeak einen konstanten Stromertrag, mithin auch konstante Preise erwarten zu können. Demgegenüber müssen bei Landwindrampen von bis zu 40 GW in vier Stunden aufwändiges Redispatch im Netz zzgl. Importbedarf gesetzt werden.

    Hinzu kommt, dass sich bei PV-Freiflächen durch Anlagenhöhen von 6 m über Gelände neuerdings landwirtschaftliche Konzepte auftun, wobei die Verschattung darunter obendrein Ertragsvorteile einbringen können. Zwar erhöht sich der Naheindruck solcher Freiflächenanlagen, im Landschaftsbild entfällt aber die großflächig erdrückende Wirkung von Landwindanlagen.

    3. Offshore-Windanlagen: Diese haben zunächst als Einzelanlage an die 4.000 VLh, was sich allerdings in Offshore-Parks infolge Abschattungseffekten auf 3.000 VLh verringert. Betonfundamente wie an Land entfielen, was den CO2-Fußabdruck deutlich reduziert, ebenso die erdrückende Wirkung. Und in der Ausschließlichen Wirtschaftszone von 12 bis 200 Seemeilen wären in der Deutschen Bucht bei rationaler Gewichtung von Natur- und Artenschutz – statt des Vorrangs wie heute – noch reichlich Platz. Ein noch zu lösendes Problem wäre ein ausreichender Schutz der Anlagen und deren rasche Reparatur bei größeren Schadensereignissen.

    4. Kernenergie: Hier bedarf es jedenfalls der Revision, um die restlichen drei von einst 19 Kernkraftwerken im Streckbetrieb weiter bis ins Jah 2023 hinein zu erhalten. Angesichts der akuten Gasversorgungskrise zwar auch nur eine Übergangslösung, wobei allerdings zwei Parteipräf würden. Andernfalls wäre dies eine Verweigerung von Wissensanwendung, zumal für Bundesregierungen Nichtwissen wohl auszuschließen ist. Im Jahre 2021 wurden 65,4 TWh Kernenergie mit sechs Kernkraftwerken und 52,4 TWh Erdgas verstromt. So besehen könnten ab Herbst 2022 mit 2,5 TWh pro Monat aus drei Kernkraftwerken CO2-frei das rechnerische Äquivalent aus Gaskraftwerken eingespart und das Erdgas gespeichert werden. Obendrein würden Emissionen von 2,5 Millionen Tonnen CO2 pro Monat v.a. aus Braunkohleverstromung vermieden.

    Wie auch immer sich die Erneuerbaren Energien in Zukunft entwickeln, heute sind es knapp 50 %. Der Anstieg von 75 auf 100% wird umso schwieriger und v.a. teuer, je näher man den 100 Prozent kommen möchte.

    Um dies jedoch relativ fehler- und konfliktfrei zu erreichen, muss sich Deutschland wieder den Sachverhalten öffnen. Deshalb müsste auf die akademische Wissenschaft und Industrieerfahrung gehört werden statt auf liebgewonnene Hofgutachter. Der EU-Green Deal wird auch nur dann für die europäischen Bürger konsensfähig sein, wenn die Politik den Zusammenhang zwischen Nachfrage und ihren damit untrennbar verbundenen Sachverhalten auch verstehen und danach handeln will.


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