Dunkelflaute: Wie ernst ist der Ausfall von Wind & Solar?

Die Dunkelflaute ist das Schreckgespenst der Energiewende. Zu Recht, denn ein Ausfall von Wind und Solar gefährdet die Versorgungssicherheit.

Windräder brauchen Wind und Solaranlagen Sonne. Deshalb kommt es regelmäßig zum Ausfall der wetterabhängigen Erneuerbaren.

Eine sogenannte Dunkelflaute bezeichnet das Fehlen von genügend Wind und Sonne über einen Zeitraum von Tagen, Wochen oder Monaten.

Lange Perioden mit zu wenig Windstrom und Solarstrom sind eine extreme Belastung für ein Energiesystem. Die Versorgungssicherheit ist in Gefahr.

Zur Häufigkeit von Dunkelflauten hört man verschiedene Mythen von “nur zwei Wochen im Jahr” bis “den ganzen Winter ist Dunkelflaute”.

Die Wahrheit liegt dazwischen. Mehrwöchige Dunkelflauten treten mehrmals im Jahr auf. Mehr als einmal pro Jahr dauern sie sogar einen Monat oder länger.

Im Jahr 2022 gab es bereits eine zweiwöchige Dunkelflaute im Januar. Im Jahr 2021 gab es gleich 6 mehrwöchige Dunkelflauten. Die im November/Dezember 2021 dauerte 2 Monate!

Entscheidend ist aber der Worst Case. Selbst wenn eine dreimonatige Dunkelflaute nur einmal pro Jahrzehnt auftritt, müssen wir sie beherrschen.

Wie ernst sind Dunkelflauten und welche Lösungen gibt es?

Statistik: Wie häufig sind lange Dunkelflauten?

Laengste Dunkelflauten in Deutschland seit 2012 - Dunkelflaute: Wie ernst ist der Ausfall von Wind & Solar?

Dunkelflauten sind extrem häufig. Sie treten in jeder normalen Woche an mehreren Tagen auf. Es reicht ja schon, wenn Nachts wenig Wind weht.

Mehrtägige Dunkelflauten sind seltener, aber immer noch häufig. Sie konzentrieren sich stark auf die dunklen Monate Oktober bis März. In den restlichen Monaten kann tagsüber der Solarstrom einspringen. Wenn wir eventuell einmal ausreichend Tagesspeicher haben sollten, wären Dunkelflauten im Sommer kein Problem mehr.

Mehrwöchige Dunkelflauten treten deutlich weniger auf. Laut meiner Recherche gibt es im Schnitt 4 Dunkelflauten mit einer Dauer von einer Woche oder länger pro Jahr. (37 seit Januar 2012)

Noch seltener sind Dunkelflauten, die einen Monat oder länger dauern. Hier ist eine Liste der 14 längsten Dunkelflauten seit Januar 2012:

  • 3,5 Monate Dunkelflaute vom 26.08.2014 bis 10.12.2014 Agorameter 2 3 4
  • 2,5 Monate Dunkelflaute vom 06.01.2013 bis 23.03.2013 Agorameter 2 3
  • 2,2 Monate Dunkelflaute vom 26.12.2014 bis 01.03.2015 Agorameter 2 3
  • 1,9 Monate Dunkelflaute vom 02.11.2021 bis 30.12.2021 Agorameter 2
  • 1,6 Monate Dunkelflaute vom 29.12.2020 bis 15.02.2021 Agorameter 2
  • 1,5 Monate Dunkelflaute vom 09.11.2012 bis 24.12.2012 Agorameter 2
  • 1,5 Monate Dunkelflaute vom 22.03.2014 bis 06.05.2014 Agorameter 2
  • 1,4 Monate Dunkelflaute vom 08.11.2013 bis 21.12.2013 Agorameter 2
  • 1,2 Monate Dunkelflaute vom 06.01.2017 bis 12.02.2017 Agorameter 2
  • 1,1 Monate Dunkelflaute vom 26.02.2012 bis 29.03.2012 Agorameter 2
  • 1,1 Monate Dunkelflaute vom 04.11.2019 bis 06.12.2019 Agorameter 2
  • 1,0 Monat Dunkelflaute vom 15.01.2012 bis 15.02.2012 Agorameter 2
  • 1,0 Monat Dunkelflaute vom 25.02.2016 bis 27.03.2016 Agorameter 2
  • 1,0 Monat Dunkelflaute vom 16.10.2016 bis 15.11.2016 Agorameter

Diese Liste basiert auf den jeweils verlinkten Daten (max. 30 Tage in hoher Auflösung). Im “Zukunfts-Agorameter” lässt sich ein Energiesystem mit 86% Erneuerbaren im Jahr 2040 simulieren anhand historischer Wetterdaten.

Berücksichtigt sind die optimistischen Ausbauziele und flexiblen Lasten der renommierten Agora-Studie “Klimaneutrales Deutschland 2045” 1

Originäre Recherche betreibe ich nur dann, wenn die Quellenlage bescheiden ist und bei öffentlichen Daten zu Dunkelflauten tappt man leider im Dunkeln. Wegen dem hohen manuellen Aufwand beim Extrahieren der Agorameter-Daten und der Unmöglichkeit den Betrieb von Elektrolyseuren festzustellen, fand meine Datensichtung nach Augenmaß statt. Es geht um Größenordnungen, nicht um einzelne Tage. Kein Anspruch auf Richtigkeit oder Vollständigkeit. Feedback willkommen.

Definition: Was ist eine Dunkelflaute?

Beispiel Kalte Dunkelflaute 2012 Agorameter - Dunkelflaute: Wie ernst ist der Ausfall von Wind & Solar?

Es gibt keine einheitliche Definition einer Dunkelflaute. Oft wird ein willkürlicher Kapazitätsfaktor für Wind und Solar definiert, der in einem bestimmten Zeitraum immer oder im Mittel unterschritten werden muss.2 Manchmal wird auch die jeweils nachgefragte Last berücksichtigt.

Das Hauptproblem dieser naiven Definitionen ist die fehlende Orientierung an der Praxis. Oft führt dies zu einer irreführenden Unterteilung von langen Dunkelflauten in mehrere Teilstücke. Es genügt ein einziger guter Tag, um die Dunkelflaute vorzeitig für beendet zu erklären, selbst wenn sie nach einer kurzen Unterbrechung weitergeht.

Im Beispielgraph oben wäre die Dunkelflaute mit dem windstarken 26. November 2012 “vorbei”, obwohl sie nicht einmal halb überstanden ist. Die naiven Schwellenwert-Definitionen haben nichts mit der Realität von Saisonspeichern in einem von Solar und Wind dominierten Energiesystem zu tun.

Hier verwende ich eine Definition von Ruhnau & Qvist (2021). Eine Dunkelflaute wird dort praxisnah definiert durch das maximale Energiedefizit akkumuliert über einen Zeitraum. Erst wenn das maximale Energiedefizit überwunden ist, gilt die Dunkelflaute als beendet.3

Vereinfacht gesagt, gilt als Dunkelflaute der Zeitraum vom Beginn der Entleerung der Saisonspeicher bis sie maximal entleert wurden und wieder geladen werden. Es passiert häufig, dass die Speicher an einzelnen Tagen etwas gefüllt werden, aber die maximale Entleerung erst danach erreicht wird.

Eine wichtige Frage bleibt, inwieweit man Speicherverluste berücksichtigt. Durch saisonale Speicherung mit Wasserstoff geht mehr als die Hälfte der eingesetzten Energie verloren. Bei Berücksichtigung von Verlusten können die Dunkelflauten noch deutlich länger dauern als hier aufgezeigt.

Energiedefizit: Nicht die Dauer der Dunkelflaute ist wichtig

Es geht aber gar nicht so sehr um die Dauer einer Dunkelflaute. Die längste Dunkelflaute seit 2012 dauerte 3,5 Monate im September, Oktober und Dezember 2014. Sie ist aber in punkto Residuallast mild verlaufen.

Der Speicherbedarf bei den zweimonatigen Dunkelflauten ist teilweise deutlich höher. Entscheidend dafür ist nicht die Dauer, sondern die Summe der Residuallast abzüglich der Einspeicherungen während der Dunkelflaute.

Ruhnau und Qvist haben in den Wetterdaten der letzten 35 Jahre die Dunkelflaute mit dem größten Energiedefizit im November & Dezember 1996 gefunden. Diese Dunkelflaute dauerte aber nur 61 Tage, also 2 Monate.

Sie war deutlich kürzer als andere Dunkelflauten der letzten 35 Jahre. Aber Wind und Sonne machten sich Ende 1996 besonders rar, was für ein hohes Energiedefizit sorgte. Danach richtet sich der Speicherbedarf.

Ruhnau und Qvist kommen mit ihren Annahmen für ein 100% auf Erneuerbaren basiertem Energiesystem auf rund 27.000 GWh benötigte Stromspeicher für diese 61 Tage. Inklusive Sicherheitsreserve erwarten sie einen Bedarf von 36.000 GWh elektrischem Speichervolumen.

Das ist sehr, sehr viel. Zum Vergleich: Wir haben in Deutschland aktuell nur 36 GWh elektrisches Speichervolumen in Form von Pumpwasserspeichern. Das sind 3 Größenordnungen Unterschied!

Batteriespeicher sind noch viel unzureichender. Aktuelle Großbatterien in Deutschland haben Kapazitäten von 0,001 GWh bis 0,020 GWh.4 Wegen der hohen Kosten und Entladeströme sind Akkus sowieso grundsätzlich ungeeignet als Saisonspeicher.

Jahrtausendwinter: Kälteanomalien & Extrem-Dunkelflauten

Risiko von Katastrophen Notlagen Blackout - Dunkelflaute: Wie ernst ist der Ausfall von Wind & Solar?

Es reicht aber nicht nur 35 Jahre zurückzugehen. Bei der Risikobetrachtung in der Energiewirtschaft bereitet man sich üblicherweise auf Extremereignisse vor, die nur einmal im Jahrtausend oder gar Jahrzehntausend auftreten.

Wenn man noch weiter zurückgeht, sticht in den letzten 50 Jahren als Extremereignis der Katastrophenwinter 1978 hervor. Damals fror die Kohle fest und alle Kohlekraftwerke der DDR gingen gleichzeitig vom Netz. Nur die Kernkraftwerke konnten eine Mindestversorgung aufrechterhalten.

Das gleiche passierte 2021 bei den Texas Blackouts. In Texas fielen neben Kohlekraftwerken auch Gaskraftwerke aus und Windräder froren fest. Selbst einer von vier Kernreaktoren fiel aus, obwohl Kernkraftwerke noch am besten mit Extremwetter klarkommen.

Ein deutschlandweiter Blackout hätte verheerende Folgen mit vielen Todesopfern. In Texas starben damals rund 500 Menschen. Der Schaden einer Strommangellage übertrifft den einer Pandemie und selbst den eines großen Erdbebens. Deshalb müssen wir Blackouts unbedingt vermeiden.

Wir müssten also abwägen, ob mehrjährige Klimaanomalien beherrschbar sein müssen, zum Beispiel: 5

  • Kälteanomalie 1431-1439
  • Kälteanomalie 821–824
  • Kälteanomalie 536–550

Angesichts der sowieso schon extremen Folgen einer mehrjährigen Kältewelle darf nicht auch noch die Energieversorgung ausfallen, weil sie zu sehr vom Wetter abhängig ist.

Allermindestens müssen einzelne Jahrtausendwinter wie 1708/1709 oder das Jahr ohne Sommer 1816 beherrschbar sein. Extreme Wetterereignisse fehlen in der Energiewende-Diskussion leider weitestgehend.

Kalte Dunkelflaute: Unterschied zur normalen Dunkelflaute?

Die kalte Dunkelflaute ist definiert als Dunkelflaute mit zusätzlich kalter Witterung und entsprechend hoher Energienachfrage:

  • kaum Wind
  • kaum Sonne
  • hohe Stromnachfrage

Dass alle drei Kriterien zum gleichen Zeitpunkt eintreten klingt erst einmal unwahrscheinlich. Das täuscht aber. Fast jede mehrtägige Flaute ist auch eine Dunkelflaute, weil mehrtägige Flauten im Winter oder der Übergangszeit auftreten. Fast jede mehrtägige Dunkelflaute ist demnach eine kalte Dunkelflaute.

An den meisten Wochentagen im Winter ist die Stromnachfrage nahe der Jahres-Spitzenlast. Das gilt besonders in Zukunft mit mehr Wärmepumpen am Netz. Die Fernwärme-Auskopplung ist dann ebenfalls nahe dem Maximum, wodurch in Deutschland mehrere GW Leistung bei der möglichen Stromerzeugung aus KWK-Anlagen fehlt.

Es macht nicht viel Sinn in Deutschland zwischen “normaler” Dunkelflaute und kalter Dunkelflaute zu unterscheiden. In der Praxis sind die Begriffe weitestgehend deckungsgleich.

Lösung für die Dunkelflaute: Backup für Solar & Wind

Versorgungssicherheit in Deutschland bis 2035 - Dunkelflaute: Wie ernst ist der Ausfall von Wind & Solar?

Solar- und Windanlagen sind das, was man ein extremes Klumpenrisiko nennt. Wenn sie ausfallen, dann fallen sie alle gleichzeitig aus. Es ist Nachts und bei Flaute egal, wie viel Photovoltaik oder Windräder man hat.

Wir werden deshalb immer eine zweite Energie-Infrastruktur brauchen, egal wie viel Wind und Solar wir zubauen. Unser Backup muss den Ausfall von Wind und Solar kompensieren und den Verbrauch in voller Höhe decken können.

Unsere heutigen Backup-Kraftwerke sind fossil. In Zukunft sollen sie auf grünen Wasserstoff umgestellt werden, welcher größtenteils importiert wird. Wir werden beim weiterem Ausbau von Solar und Wind auch ordentlich neue Gaskraftwerke zubauen müssen.

Batterien werden von Laien oft als Lösung ins Feld geführt. Akkus werden heute ausschließlich für die Momentanreserve eingesetzt. Wenn wir Batteriespeicher in Zukunft massiv um mehrere Größenordnungen ausbauen, wäre vielleicht auch eine Funktion als Tagesspeicher denkbar, um solarstrom in die Nacht zu retten. Batterien werden wegen ihrem extrem begrenzten Speichervolumen und wegen der Selbstentladung aber niemals als Saisonspeicher zum Einsatz kommen.

Die einzige Lösung bei Dunkelflaute sind konventionelle Kraftwerke. Es ist egal ob sie mit Kohle, Erdgas oder Uran betrieben werden. Perspektivisch sollen sie bei uns in Deutschland in Zukunft mit teurem und verlustreichem Wasserstoff als saisonalem Speicher laufen.

Leistungskredit: Gesicherte Leistung von Energiequellen

Gesicherte Leistung von Energiequellen - Dunkelflaute: Wie ernst ist der Ausfall von Wind & Solar?

Die vier Netzbetreiber rechnen aufgrund der Langzeiterfahrung im deutschen Netz mit nur 1-3% gesicherter Leistung durch Windkraft und 0% gesicherter Leistung durch Photovoltaik. Auch Laufwasser ist stark wetterabhängig mit 25% Verfügbarkeit.

Konventionelle Kraftwerke können hingegen im Verbund mehr als 90% ihrer Leistung gesichert zur Verfügung stellen. Dies sind die Leistungskredite verschiedener Energiequellen im deutschen Netz:6

  • 95% Kernkraft
  • 93% Erdgas
  • 91% Kohle, Erdöl
  • 80% Pumpspeicher
  • 65% Biomasse
  • 50% Abfall
  • 25% Laufwasser
  • 3% Offshore Wind
  • 1% Wind an Land
  • 0% Photovoltaik

Ungeplante Ausfälle durch Wetter oder Störfälle reduzieren den Leistungskredit. Auch durch Fernwärmeauskopplung oder Brennstoffmangel kommt es zu Nichtverfügbarkeit. Die Netzbetreiber haben die Einsatzfähigkeit der Kraftwerke im deutschen Netz über mehrere Jahre ausgewertet.

Geplante Ausfälle senken den Leistungskredit kaum. Revisionen kann man über den Kraftwerksverbund staffeln und in den Sommer legen. Weil die Jahres-Höchstlast in den Winter fällt, zählt für den Leistungskredit auch nur der Winter. Das ist auch der Grund, weil der Leistungskredit höher sein kann als der Kapazitätsfaktor.

Der Leistungskredit berücksichtigt allerdings nur bisherige Ereignisse im deutschen Netz. Künftige Netzengpässe kommen noch nicht zum Tragen. Besonders in Süddeutschland fehlt in Zukunft gesicherte Leistung durch den Atomausstieg.7

Ebenfalls nicht berücksichtigt ist eine etwaige Notversorgungslage beim Erdgas. Wenn Russland uns das Gas abdreht, ist es egal wieviele einsatzbereite Gaskraftwerke wir haben. Auch die oben erwähnten Extremwinter mit dem Ausfall von Kohle- und Gaskraftwerken sind nicht einbezogen.

Selbst eine Pandemie kann sich unvorhergesehen auf die gesicherte Leistung auswirken. Frankreich legt die Revisionen seiner AKW eigentlich in den Sommer mit geringer Spitzenlast. Weil Covid-19 in den Jahren 2020 und 2021 die Inspektionen bis in den Winter verzögerte, fehlte jeweils gesicherte Leistung.

Importe: Irgendwo in Europa weht immer Wind?

In einer kalten Dunkelflaute können wir uns auf Importe nicht verlassen. Wenn bei uns kein Wind weht und keine Sonne scheint, dann auch nicht in unseren Nachbarländern. Auch die Nachfragespitzen sind synchron. Je mehr unsere Nachbarn auf Wind und Solar setzen, desto mehr brauchen sie ihre regelbaren Kraftwerke selbst.

Es hilft auch nicht, dass “irgendwo in Europa immer Wind weht”. Strom zu transportieren ist auch nicht günstiger als Strom zu speichern. Schon Windstrom aus Norddeutschland nach Süddeutschland zu schaffen ist eine Herausforderung. Wir werden niemals Windstrom aus Portugal oder vom schwarzen Meer importieren.

Möglich und sinnvol ist hingegen der Import von grünem Wasserstoff und Synthfuels aus sonnen- oder windreichen Ländern. Weil in Deutschland im internationalen Vergleich wenig Wind weht und sehr wenig Sonne scheint, kann sich das trotz der hohen Verluste energetisch lohnen.

Importe von Wasserstoff und Synthfuels werden sich außerdem gar nicht vermeiden lassen. Wir können national nicht genug Windstrom und Solarstrom erzeugen, um uns selbst zu versorgen.

Kernkraft: totgeschwiegene Lösung der Dunkelflaute

Die einzige Möglichkeit endgültig von der Importabhängigkeit loszukommen, wäre die Kernkraft. Dank der hohen Energiedichte von Uran ist es leicht genug Brennstoff für Jahre oder Jahrzehnte einzulagern. Wir haben sogar noch deutsche Uranreserven.

Kernkraftwerke sind auch am verlässlichsten in extremen Kaltphasen, wie der Katastrophenwinter 1978/1979 und die Blackouts von Texas 2021 gezeigt haben.

Wenn wir ausreichend Kernkraftwerke hätten, um etwas mehr als die Mittellast zu bedienen, bräuchten wir auch keine Saisonspeicher oder Backup-Kraftwerke für Wind und Solar. Tagesspeicher würden reichen, weil es keine mehrtägigen Energiedefizite gäbe.

Quellen

  1. Klimaneutrales Deutschland 2045 Agora (2021)
  2. Frequency and duration of low-wind-power events in Germany Schill & Ohlendorf (2020)
  3. Storage requirements in a 100% renewable electricity system Ruhnau & Qvist (2021)
  4. Liste von Batterie-Speicherkraftwerken Wikipedia (2022)
  5. Liste von Wetterereignissen in Europa Wikipedia (2022)
  6. Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2017-2021 Netztransparenz (2018)
  7. Versorgungssicherheit in Süddeutschland bis 2025 Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt (2018)

Dieser Beitrag hat 87 Kommentare

  1. Günter H.

    Sehr guter Artikel. Ich interpretiere da raus, das es ein Optimum bzgl. Kosten gibt für das Verhältnis von Kernkraft zu PV und Wind und das das vermutlich der Weg ist, denn viele Industrieländer gehen werden, außer Deutschland.
    Ein Industrieland das langfristig auf Kernkraft verzichtet hat dann entweder eine sehr teuere Energieversorgung, oder einen hohen CO2 Ausstoß oder eine sehr unsichere Energieversorgung.
    In keinem der Fälle wäre es ein Zielland für eine Industrieansiedelung.

    1. Florian Blümm

      Ja, das mit dem Kostenoptimum ergibt sich, weil Kernkraft für Spitzenlast unökonimisch ist und Wind&Solar für Grundlast unökonomisch sind.

      Das wird auch in technologieoffenen Modellierungen immer wieder bestätigt, z.B.:

      Die fehlende Kernkraft müsste demnach zum Standortnachteil für Deutschland werden.

      Natürlich sollte man nicht davon ausgehen, dass andere Länder genau den kostenoptimalen Mix schaffen, aber jeder Mix ist besser als ganz ohne Kernkraft.

  2. Heiko Gerhauser

    Die 36000 GWh hören sich nach extrem viel an, wenn man mit 36 GWh Pumpspeicher vergleicht.

    Andere Vergleiche

    1. AKW in Frankreich

    https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/journalists/all-press-releases/edf-updates-its-2023-french-nuclear-output-estimate

    Da ist mal eben vor ein paar Wochen von EDF das untere Ende des Rahmens um 40000 GWh nach unten revidiert worden.

    2. Wasserkraft in Norwegen (ein Land, welches praktisch keine anderen Kraftwerke hat)

    https://www.statkraft.com/newsroom/news-and-stories/archive/2018/hydropower-safe-energy-in-all-weather/

    In Norwegen können in einem trockenen Jahr 60000 GWh weniger an Zuflüssen aus Niederschlag anfallen als in einem nassen Jahr. Glücklicherweise sind die Staubecken in Norwegen auch mehr als drei Größenordnungen größer als die Pumpspeicher in Deutschland,

    https://energifaktanorge.no/en/norsk-energiforsyning/kraftproduksjon/#:~:text=Norway%20has%20more%20than%201000,of%20annual%20Norwegian%20electricity%20consumption.

    87000 GWh an Speicherkapazität

    3. AKW und Wasserkraft 2021 in Europa

    https://www.bruegel.org/2022/04/the-european-union-demand-response-to-high-natural-gas-prices/

    Letztes Jahr sind die Strompreise in Europa enorm gestiegen, unter anderem wegen reduzierter russischer Erdgaslieferungen und dem Ende von Covid. Aber, es war auch ein sehr schlechtes Jahr für AKW und Wasserkraft, wobei der deutsche Ausstieg keinen nennenswerten Anteil hatte.

    Die Wasserkraft ist um 33000 GWh zurückgegangen, AKW um 16000 GWh. Das konnte durch Wind (+ 20000 GWh) und Solar (+ 6000 GWh) nicht vollständig kompensiert werden.

    4. Biomasse in Deutschland und deutsche Erdgaasspeicher

    Zurzeit wird die meiste Biomasse in Grundlast verheizt. 2021 betrug die Stromproduktion aus Biomasse 51000 GWh.

    https://www.umweltbundesamt.de/themen/klima-energie/erneuerbare-energien/erneuerbare-energien-in-zahlen#strom

    https://agsi.gie.eu/#/

    Deutsche Erdgasspeicher haben ein Volumen von etwa 240000 GWh. Da kann man auch aus Biogas gewonnenes Biomethan einlagern.

    5. Batterien in Elektroautos und Pumpspeicher übers Jahr betrachtet

    Deutschland hat um die 50 Millionen PKW. Bei 60 kWh pro Auto (etwa ID3 oder Model3) kommt man auf 3000 GWh. Was auch noch wenig erscheint gegenüber 36000 GWh.

    https://windeurope.org/about-wind/daily-wind/electricity-mix#

    Die tägliche Nutzung addiert sich aber auf. Man sieht in der obigen Graphik, dass Europa typischerweise einen Morgenpeak und einen Abendpeak hat bei der Wasserkraft und in etwas geringerem Maß beim Erdgas. Will man die jeden Tag mit kostbarem Erdgas oder Speicherwasser bedienen, fehlen die für die saisonale Speicherung.

    Bei 365 Tagen im Jahr und 2 Speicherzyklen pro Tag käme man auf über 700 Speicherzyklen. Bei 500 Speicherzyklen werden aus 36 GWh Pumpspeicher 18000 GWh, die Erdgas für die Abend und Morgenspitze mit eingespeichertem PV/Wind/AKW Strom ersetzen (wegen AKW und Kohle sind die Pumpspeicher überhaupt erst gebaut worden).

    Selbst bei nur 50 angenommenen Zyklen im Jahr werden aus 3000 GWh Batterien in Autos (bzw. einer ähnlichen Größe an second life Batterien) 150000 GWh Speicherdurchsatz.

    6. Leitungen nach Mena (Middle East and Nord Africa)

    Ich hatte die 12 GW 3300 km Leitung in China erwähnt, die innerhalb weniger Jahre für 6 Milliarden Euro hochgezogen worden ist (nicht nur AKW werden schneller und billiger in China gebaut) und dass in Ländern wie Saudi Arabien der Stromverbrauch im Sommer doppelt so hoch ist wie im Winter (Klimaanlagen zur Kühlung), während die Erzeugung aus PV da über das Jahr relativ konstant ist.

    Über 2 Monate kalter Dunkelflaute kann so eine Leitung 2 mal 30 Tage mal 24 Stunden mal 12 GW = 17270 GWh von Marokko oder Saudi Arabien nach Deutschland schaffen.

    Wenn man das mit Flamanville vergleicht (Bauzeit der Leitung war übrigens etwa 3 Jahre), sähe so eine Leitung ziemlich gut aus. Kostet viel weniger (6 statt 12-19 Milliarden Euro, Kosten Flamanville vom französischen Rechnungshof), liefert aber 12 GW statt 1,6 GW (im Winter an wegen niedrigem Kühlbedarf überschüssigem Strom aus Mena).

    Und Flamanville kann auch leicht den ganzen Winter stillstehen. Bisher sind drei 3 EPR am Netz (zwei in China, einer gerade vor ein paar Wochen in Finnland). Der erste EPR, der ans Netz gegangen ist, steht in China, und der steht jetzt seit Juli letzten Jahres still.

    Die langen Bau- und Reparaturzeiten und Wellen ähnlicher Reaktoren haben noch einen Nachteil. In der Theorie sind die Ausfälle ja unabhängig voneinander bei AKW. In der Praxis hat man bei niedrigen Wasserständen (Kühlung an Flüssen) oder einer Tsunami (wegen einfacher Kühlung wird bei einem Inselstaat alles an AKW an die Küste gestellt) gesehen, dass es schon äußere Ereignisse gibt, die viele AKW gleichzeitig ausschalten können.

    Und jetzt sieht man in Frankreich, dass viele AKW gleichzeitig ausfallen, weil sie halt alle ähnlich alt sind und jetzt ähnliche Korrosionsprobleme en Masse haben. Das wäre nicht weiter schlimm, wenn die wenigstens schnell zu reparieren wären. Und auch das Verschieben von Wartung aus dem Februar raus ist dieses Jahr fast schief gegangen, als es am 1. April mal außergewöhnlich kalt war. An dem Tag standen eben nicht 95% der AKW Kapazität zur Verfügung, sondern leider nur um die 50%.

    ———————

    Ich denke schon, dass AKW das Energiesystem etwas billiger machen und gut in ein durch Wind und PV dominiertes System integriert werden können. Weltweit betrachtet sehe ich den AKW Anteil 2050 aber nicht über 10%. Wird zu viel zugebaut vermute ich, dass Urankosten ein wichtiger Faktor würden, kein KO Faktor, aber von 0,4 Cent auf 4 Cent die kWh für das Uran, wenn Uran aus Meerwasser preissetzend würde, scheint so der möglich Impact zu sein und das würde die Wirtschaftlichkeit schon stark einschränken. Genaues weiss man dazu leider noch nicht, denn Uran wird noch nicht kommerziell aus Meerwasser gewonnen, so dass die Schätzungen da großer Unsicherheit unterliegen.

    1. Florian Blümm

      1., 2., 3. & 6.
      Keine Ahnung was Kernkraft in Frankreich/Europa oder Wasserkraft in Norwegen/Europa mit Saisonspeichern oder dem Rest des Artikels zu tun haben

      4. Es wird aktuell nur sehr wenig Biomethan erzeugt, weil das zusätzlich kostet, sowohl Energie als auch Geld. Biomasse soll wenn es nach Energiewende-Studien geht in Zukunft für Prozesswärme eingesetzt werden, weil es da kaum Alternativen gibt.

      5. Die 36000 GWh sind Saisonspeicher. Elektroautos werden niemals als Saisonspeicher dienen. Wer lädt denn sein Auto im Juni auf um bis Januar zu warten mit dem Entladen?

      1. Heiko Gerhauser

        Ich gehe auch davon aus, dass Elektroautos nicht als Saisonalspeicher dienen werden.

        Die Zwischenspeicherung in Batterien kann aber Saisonalspeicher entlasten.

        Wenn man sich die heute verwendeten Lückenfüller ansieht (Erdgas, Speicherwasser, in geringerem Maß Kohle) werden die auch für kurzfristige Engpässe eingesetzt. Konkret,
        https://windeurope.org/about-wind/daily-wind/electricity-mix#
        Morgens und abends wird deutlich mehr Wasserkraft und Erdgas eingesetzt als mittags und nachts. Bei Wasserkraft erklärt sich das teilweise durch Pumpspeichernutzung, aber auch Speicherwasser, welches für saisonale Speicherung verwendet werden kann, variiert stark im Tagesverlauf.

        Es ist auch richtig, dass Speicherwasser oder Erdgas nicht als direkte Saisonalspeicher eingesetzt werden. Es gibt keinen Einspeichervorgang. Das Hochpumpen von Wasser wird in kleinen Pumpspeichern praktiziert, aber nicht für große Speicherwasserseen. Erdgas wird zur Stromerzeugung verbrannt, es wird aber (noch) kein Methan aus Strom hergestellt.

        Ich vermute auch, dass das in einem 100% erneuerbaren System so weit wie möglich so bleiben wird, weil es viel effizienter ist, wenn man indirekt speichert.

        Man muss für saisonale Speicherung mit Speicherwasser kein Wasser hochpumpen. Es reicht, wenn man die Speicherwasserkraftwerke abschaltet, wenn PV/Windstrom zur Verfügung steht, und mit dem gesparten Speicherwasser dann später die Lücken in der Dunkelflaute füllt. Die Speicherbecken füllen sich von alleine durch den natürlichen Zufluss aus Niederschlägen.

        Auf der Ausspeicherseite sind 36 TWh nichts, was unser heutiges System nicht auch schon bewältigen muss. Fehlen 40 TWh Atomstrom unerwartet, müssen die auch heute anderweitig ersetzt werden, z.B. durch Erdgas. In Zukunft kann das Biomethan oder Wasserstoff bzw. Power to X sein. Biomasse (Biomethan, Biokerosin, feste Biomasse etc.) und Power to X (Synthesekerosin, Wasserstoff, Ammoniak, synthetisches Methan basierend auf elektrolytisch gewonnenem Wasserstoff) umfassen praktisch die gleichen Produkte. In Szenariomodellierungen ohne Biomasse im Stromsystem ist das (keine Biomasse im Stromsystem) normalerweiser eine explizite Vorgabe und Annahme des Models. Erlaubt man Biomasse im Stromsystem verdrängt sie da je nach Detailannahmen den Wasserstoff teilweise oder ganz. In wie weit Prozesswärme am besten direkt elektrisch oder über einen Treibstoff gemacht wird, da besteht noch ziemlich Uneinigkeit zwischen den Modellierern. Man kann auch elektrisch sehr hohe Temperaturen erzielen, beim Elektrostahl ist das auch schon heute der übliche Prozess zum Einschmelzen von Schrott.
        https://de.wikipedia.org/wiki/Lichtbogenofen

        1. Florian Blümm

          In den Annahmen von Agora Energiewende für 2040 werden ja bereits eine hohe Zahl von E-Autos einbezogen. Ebenso flexible Lasten und große Batteriespeicher. In den Annahmen von Qvist und Ruhnau für ein 100%-EE-System sind die Zahlen noch höher.

          Und ja, dadurch gibt es eine Entlastung und sogar eine Reduzierung der Dauer und Intensität von Dunkelflauten. Aber es ist eben nur eine Abmilderung.

          Das mit der Wasserkraft kann sich Norwegen überlegen und vielleicht noch Schweiz oder Österreich (bei vollständiger Elektrifizierung wird es da auch schon knapp).

          Deutschland hat kaum Wasserkraft und noch weniger Speicherseen. Selbst wenn man in Deutschland unzählige Wasserturbinen in die Speicherseen einbaut a la Jacobson, ist das nur ein Tropfen auf dem heißen Stein.

          Klar kann man Erdgas verwenden als Saisonspeicher. Aber davon wollen wir ja prespektivisch loskommen und immer noch eine gesicherte Energieversorgung haben.

          Ob man Prozesswärme mit Lichtbogenofen erzeugt oder mit grünem Wasserstoff ändert nicht viel an den grottenschlechten Wirkungsgraden. Deshalb hier das Ziel möglichst viel Biogas einzusetzen.

  3. Günter H.

    Die deutschen Energieunternehmen rechnen bei Kernenergie mit einer Verfügbarkeit von 95%. Das scheint also machbar zu sein.
    Die Chinesen und die Inder werden so lange Kohle verbrennen bis sie eine Lösung haben und das wird meines Erachtens die Kernenergie 4. Generation und Kernfusion sein. Denn Wasserstoff ist ein indirektes Treibhausgas mit einem Global Warming Potential von 5.8 und PV und Wind haben einen irren Materialverbrauch. Batterien ebenso. Sind also vom Umweltschutzgedanken eine Katastrophen. Wird halt zur Zeit weggeblendet.
    Das heißt es werden sich langfristig wieder Lösungen mit der höheren Energiedichte durchsetzen.

  4. Michael Elicker

    Lieber Herr Blümm,
    ich bin immer wieder aufs Neue erstaunt, wie sachlich fundiert und unaufgeregt Sie hier Fakten zusammentragen und erklären.
    Vielen Dank dafür.

    Ich würde mir für Ihre Seite eine möglichst breite Leserschaft, gerade auch aus den offenkundig eher beratungsresitenten Kreisen, wünschen.

    Gruß
    Michael Elicker

  5. Frank Rottweiler

    Hallo Herr Blümm,
    obigem Lob möchte ich mich anschließen.
    Sie betreiben hier ein sehr aufschlußsreiche Webseite, Ihre Argeumene sind sachlich vorgetragen und mit Quellen belegt.
    Es ist uns allen zu Wünschen, daß die Sachfragen mehr in den Mittelpunkt der aktuellen Diskussion kommen und die ideologischen und oft auch idiotischen Argumente einer 100% Energieversorgung mit erneuerbaren Energiequellen für Deutschland dadurch abgelöst werden.
    Für Sie persönlich wünsche ich Ihnen eine steigende Anzahl von Lesern, damit die Arbeit und Energie entsprechende Würdigung erfährt.

    Mit freundlichen Grüßen
    Frank Rottweiler

  6. Jürgen Fuhrmann

    Hallo, auf der Suche nach “längster Dunkelflaute” bin ich auf diesen Artikel gestoßen. Vielen Dank!

    FYI: die von Ihnen berechneten Größenordnungen der benötigten Speicherkapazitäten sind seit Langem bei den Planern der Energiewende bekannt: https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/energieziel-2050 . Diese Studie nimmt Wetterdaten der Jahre 2006-2009 als Basis. Methodisch ist Ihre Herangehensweise, den worst case über deutlich längere Zeiträume zu analysieren, deutlich fundierter. Fukushima und Ahrtal sind ja zwei Beispiele dafür, wie diesbezüglich im Wortsinne zu kurz gedacht wurde.

    Leider machen sich viele Ahänger der Erneuerbaren kein Bild von den Zahlen. “Vertausendfachung der Speicherkapazität” müsste man noch viel eingängiger darstellen, ich überlege auch noch, wie das gehen kann…

  7. Joe Schmidt

    Zitat Florian Blümm:
    “Keine Ahnung was Kernkraft in Frankreich/Europa oder Wasserkraft in Norwegen/Europa mit Saisonspeichern oder dem Rest des Artikels zu tun haben”
    Schade – wo Sie doch sonst so viele Fakten zusammentragen.
    Also seit Ende 2021 sind in FR reihenweise KKW wegen Wartungs- und Sicherheitsproblemen vom Netz gegangen. In der Spitze waren es wohl 26 von 56KKW, die in FR keinen Strom produzierten und Ende 2022 (also im 2. Winter) sind es immer noch 15-18 KKW in Frankreich, die keinen Strom erzeugen, sondern im gegenteil el. Energie verbrauchen. Wie ernst ist denn deren Ausfall?
    “Saisonspeicher” wären es ja nicht mehr, bei >12 Monaten Ausfalldauer.

    Während Sie nicht müde werden, für Wind und Solar BackUp-Kapazitäten einzufordern (und einzurechnen), gibt es von Ihnen keine Stellungnahmen zu der monatelangen “Erzeugungsflaute” in FR – die letztlich von den Nachbarstaaten überbrückt werden musste.
    Dazu halfen übrigens auch die neuen Interconnectoren wie “NordLink” – die die Möglichkeit ebnen, bei europ. Stromüberschüssen (bspw. durch Winkrafterzeugung) norwegische Speicherkraftwerke zu drosseln, um bei Bedarf zusätzlich el. Energie nach Europa fließen zu lassen. Die Norweger (und nicht nur die) klagen momentan allerdings, dass durch die Ausfälle in FR ihre Strompreise stark gestiegen sind.
    Die Strompreise an den Börsen stiegen ja schon vor dem Ukraine-Krieg stark an und das zusätzliche Verstromen vor allem von Erdgas treibt ja nicht nur die Kosten (Merit Order) sondern zeigt reicht deutlich, dass die Grundlast mit jeder Art von Stromerzeugern in gemeinsamen Zusammenspiel bedient werden kann.

    Dass sich Kernenergie nicht als Lösung anbietet, wurde m.M.n. bei (bisher) 12 Monaten “Erzeugerflaute” in FR deutlich.
    So lang dauert keine “Dunkelflaute” bei Wind und Solar.
    Abgesehen von den Kosten der Stromerzeugung mit Kernenergie sind auch die Zeiträume bis zur Umsetzung die vollmundigen Ankündigungen nicht vorhanden.
    Nicht einmal die “Gen-III+-Reaktoren” wie die oft genannten EPR in China erfüllen bisher die in sie gesetzten Erwartungen.
    Wer von Gen-IV-Reaktoren oder gar Strom aus Kernfusion als Lösung schreibt, sollte sich wohl nochmals über die Realitäten informieren.

    1. Florian Blümm

      In Frankreich sind AKW wegen Sicherheitsproblemen vom Netz gegangen? Das höre ich zum ersten Mal. Was war das denn für ein Sicherheitsproblem? Und was hat das mit Dunkelflauten zu tun?

  8. Joe Schmidt

    Statt Stellungsnahme scheinheilige Rückfragen?
    Aber was das mit den “Dunkelflauten” zu tun hat – das erläutere ich Ihnen gern.
    Der Stromertrag der EE lässt sich mittlerweile sehr gut prognostizieren und stellt daher kein Problem für die Stromversorgung dar.
    Ist also nicht wirklich ernst.
    Denn selbst ohne Wind und Solar ist Deutschland locker in der Lage, mit den vorhandenen KWs seinen Strombedarf zu decken.
    Der langfristige, unvorhergesehene Ausfall von Dutzenden KKW führte dagegen in FR und Europa zu einem akutem Stromnotstand und zur Preisexplosion an den Börsen – Ende 2021 – noch vor dem Ukraine Krieg.
    Bis heute (>12Monate später) ist die “KKW-Erzeugerflaute” noch nicht vorbei … das ist ernst.
    Hat mit zu den steigenden Preisen für Kohle, Öl und Gas beigetragen, da man zusätzliche Mengen verstromen musste.

    Abgesehen davon verwenden Sie den Begriff “Dunkelflaute” falsch.
    Es gab 2014 keine 3,5Monate, in denen weder die Sonne schien, noch der Wind wehte.
    Diese Phasen können niemals über solche Zeiträume auftreten.

  9. Jürgen Fuhrmann

    Wir hatten um Weihnachten 14 Tage Dunkelflaute. Ja, die Energieversorgung war letztlich nicht gefährdet. Weil die Kohlekraftwerke (einschließlich Braunkohle!) wieder hochgefahren wurden, um den Ausfall der Gaslieferungen aus RU auszugleichen. Und so wird es wohl bleiben, wenn sich die Politik nicht ändert – das Backup für Wind & Sonne ist bis auf Weiteres fossil. Anitiatom first, Klimaschutz second… Lützerath könnte bleiben, wenn die 6 lauffähigen deutschen AKW neue Brennstäbe bekommen hätten. Und nein, die haben nicht die Probleme der frz. AKW.

    Bezüglich Speicherkapazitäten: Bitte lesen Sie die oben erwähnte Studie https://www.umweltbundesamt.de/publikationen/energieziel-2050 , um die Größenordnungen zu begreifen. Man rechnet dort mit 40GW Elektrolyseleistung für Backupspeicher.

  10. Joe Schmidt

    Nicht einmal die Betrieber selbst haben ein Interesse am Weiterbtrieb der letzten dt. AKW, da diese seit jahren ganau auf die Abschaltung hin betrieben wurden. Mit ein paar neuen Brennstäben (die es auch nicht um die Ecke sofort gibt) ist es längst nicht getan.
    Aber natürlich bräuchte man heute schon weniger fossile KWs, wenn nicht in den letzten >10Jahren die EE-Nutzung massiv ausgebremst worden wäre.
    Um die Größenordnungen zu begreifen:
    2022 wurden weltweit ca. 260GWp Fotovoltaik neu installiert und 2023 werden es wohl noch deutlich mehr werden.
    Ca. 50% der Weltproduktion installierte China bei sich daheim selbst …
    Deutschland hat unter der letzten Regierung seine PV-Industrie und seine Spitzenposition bei den WKA eingebüßt.

    Die in Deutschland wieder angefahrenen Kohle-KWs wurden einzig dazu gebraucht, um zusätzlich Strom nach FR zu liefern.
    Deswegen wurde auch zusätzlich Gas verstromt …
    Lässt sich leicht am stark gestiegen Stromnettoexport in 2022 nachvollziehen.

    1. Florian Blümm

      Die Betreiber haben kein Interesse daran viel Geld zu verdienen? Das kennt man ja gut von Unternehmen. 😉

      Wir exportierten im Oktober 2022 netto 0,5 TWh Elektrizität nach Frankreich. Wir erzeugten im Oktober 2022 12,5 TWh Kohlestrom. Und du willst mir erzählen, dass die deutschen Kohlekraftwerke nur wegen Frankreich laufen?

      Kannst du in Zukunft bitte darauf verzichten hier in den Kommentaren die EE-Propaganda unreflektiert nachzuplabbern? Mir reicht es, wenn ich das einmal auf Twitter sehen muss.

  11. Joe Schmidt

    Evtl. sollten Sie meinen Kommentar noch einmal lesen und durchdenken? Denn da kann ich nichts finden, “dass die deutschen Kohlekraftwerke nur wegen Frankreich laufen”.

    Ihre Aussage kann ich auch anhand ihrer eigenen verlinkten Quelle zur Kohleverstromung nicht nachvollziehen.
    Denn da lese ich für Deutschland beim kommerziellen Außenhandel mit Frankreich mit den von Ihnen gesetzten Filtereinstellungen:
    – 559.697MWh (Import … aus Frankreich)
    2.415.271MWh (Export … nach Frankreich)
    1.855.574MWh (Gesamt … Nettoexportüberschuss nach Frankreich)

    Für mich ergibt das durchaus Sinn – aber Sie werden mir das sicher noch erläutern?
    In der Presse tauchen am Jahresanfang ja die Auswertungen des Vorjahres auf. Da liest man bspw. zu 2022:
    “Insgesamt exportierte Deutschland netto 15,3 Terawattstunden nach Frankreich, mehr als doppelt so viel wie im Vorjahr (6,48 TWh), berichtet die Bundesnetzagentur in ihrer Statistik zum Strommarkt 2022. Das ist der höchste Wert seit Beginn der Aufzeichnungen im Jahr 1990. Insgesamt stieg der Nettoexport um fast 9%, womit Deutschland zu einem der führenden Stromexporteure Europas wurde.
    Frankreichs Atomstromproduktion ist auf den niedrigsten Wert seit mehr als drei Jahrzehnten gesunken, da der staatliche Versorger Électricité de France SA viele seiner Reaktoren wegen Reparaturen vom Netz nehmen musste. Gleichzeitig stieg die Produktion der deutschen Kohle- und sogar der Gaswerke an – trotz der Drosselung der russischen Gaslieferungen.”

    Mit der Ablehnung der dt. AKW-Betreiber, die letzten Meiler in Deutschland länger als bis ins Frühjahr 2023 laufen zu lassen, hat dies aber herzlich wenig zu tun. Außer, dass die dt. AKW-Betreiber noch einen Abschlussbonus kassieren durch die Nachfrage am Strommarkt aus Frankreich.
    Und wenn Sie statt Unterstellungen zu äußern mal auf Argumente eingehen würden, wäre dies auch hilfreich.
    Nachfrage:
    Wieso definieren Sie “Dunkelflaute” sehr eigenwillig nach “Definition von Ruhnau & Qvist (2021)” – schreiben dann aber:
    “Fast jede mehrtägige Dunkelflaute ist demnach eine kalte Dunkelflaute.”
    Mit Beginn im August 2014 … ?
    Oder vom 22.03.2014 bis 06.05.2014 … ?
    Ach ja – “fast” – sonst würde es auffallen, dass Ihre Definition und die daraus abgeleiteten Forderungen /Hochrechnungen Nonsens sind.

    Wie ordnen Sie denn die “Erzeugerflaute” der französischen KKW die seit Ende 2021 anhält ein bei Ihren Forderungen nach saisonalen Speichern? Ab wann haben die Franzosen denn Ihre Reserven angegriffen und ab wann wurden diese wieder aufgefüllt?
    Oder wenden Sie Ihre Definition nur nach Belieben an?
    Diesen Eindruck kann man erhalten, wenn Sie im Artikel : “Blackout-Gefahr bis 2035? Warum das Stromausfall-Risiko steigt” die übliche Definition verwenden:
    “Wenn sowohl Wind als auch Solar ausfallen spricht man von einer Dunkelflaute.”

    1. Florian Blümm

      Ich definiere Dunkelflauten überhaupt gar nicht, sondern verwende die Definition von Qvist und Ruhnau. Die Ausrichtung am tatsächlich benötigten Speicherbedarf macht für mich sehr viel Sinn.

      Ob eine Dunkelflaute während einer kalten Wetterlage passiert oder nicht, hat mit dieser Definition überhaupt nix zu tun.

      Kernkraftwerken ist es wurschtegal, ob Flaute ist oder nicht.

  12. Joe Schmidt

    Zitat:
    “Ich definiere Dunkelflauten überhaupt gar nicht, sondern verwende die Definition von Qvist und Ruhnau”
    .
    Aber eben nur dort, wo es in Ihr Denk- und Argumentationsschema passt. Ansonsten definieren Sie “Dunkelflaute” eben anders.
    Kernkraftwerken ist es dafür bspw. nicht “wurschtegal” ob im Sommer kaum Kühlwasser zur Verfügung steht.
    Das kam ja wohl letzten Sommer 2022 in FR verschärfend dazu.
    Was ist denn also mit den saisonalen Speichern in FR im Zeitraum ab Ende 2021 passiert?
    Die “Erzeugerflaute” der franz. KKW ist ja längst nich nicht vorbei nach >1Jahr …
    .
    Ob sich die Definition von Qvist und Ruhnau und die im Zusammenhang propagierten Hochrechnungen in der Zukunft bestätigen – wir werden sehen.

    1. Heiko Gerhauser

      https://www.edf.fr/en/the-edf-group/dedicated-sections/investors-shareholders/financial-and-extra-financial-performance/nuclear-generation

      In den ersten elf Monaten 2022 sind etwa 80000 GWh an unerwarteter AKW Flaute in Frankreich aufgelaufen. Das ist so lange, dass sie sogar teilweise durch Zubau von Erneuerbaren ausgeglichen werden konnte. Das allermeiste wurde aber über eine Anpassung des Import Export Saldos im Rest Europas erledigt, inzwischen größtenteils über demand destruktion aufgrund der stark gestiegenen Strompreise.

      Ansonsten: ich habe meine letzten Kommentare noch mal durchgelesen und auf Anhieb nichts gesehen, was ich jetzt anders schreiben würde.

    2. Florian Blümm

      “Ob sich die Definition von Qvist und Ruhnau und die im Zusammenhang propagierten Hochrechnungen in der Zukunft bestätigen – wir werden sehen.”

      Wenn du wissen willst, wie viel Speicher du brauchst, dann hat sich die Definition bereits bestätigt.

      P.S.
      Es gab im Sommer 2022 und auch in allen anderen Sommern bei keinem einzigen Kernkraftwerk in Europa einen Kühlwassermangel. Das ist auch nicht zu erwarten. Bitte bitte bete hier die Mythen aus der Twitter-EE-Bubble nicht unreflektiert nach. Dafür ist diese Kommentarspalte überhaupt nicht gedacht.

  13. Joe Schmidt

    Zitat:
    “Es gab im Sommer 2022 und auch in allen anderen Sommern bei keinem einzigen Kernkraftwerk in Europa einen Kühlwassermangel.”
    .
    Wenn Sie damit meinen, dass es keinen sicherheitstechnisch kritischen Wassermangel gab, haben Sie natürlich Recht.
    Realität:
    “In Frankreich dürfen jetzt insgesamt vier Kernkraftwerke mehr warmes Wasser in die Flüsse leiten als sonst. Der Beschluss über die vierte Sondergenehmigung für das AKW Bugey wurde in dieser Woche im Journal Officiel veröffentlicht.
    Ziel der Entscheidung, die zuvor für die Kernkraftwerke Golfech (Tarn-et-Garonne), Blayais (Gironde) und Saint-Alban (Isère) erteilt worden war, ist der Betrieb der AKW “mit einem minimalen Leistungsniveau”.”
    https://de.euronews.com/2022/07/19/akw-frankreich-warmes-wasser
    .
    Natürlich kann man diese Situation so interpretieren, wie Sie es tun. Die Anhebung des erlaubten Temperaturniveaus von 25°C auf 28°C und die mehrfache Inanspruchnahme von Sonderregelungen für den Weiterbetrieb auf niedrigem Leistungsniveau sind aber recht eindeutige Fakten.
    Mit Ihren Unterstellungen “Twitter-EE-Bubble” machen Sie sich lächerlich, denn die Schlagzeilen und Quellen sind zahlreich genug.

    1. Florian Blümm

      Es ist richtig, dass thermische Kraftwerke aufgrund von Umweltauflagen bei sehr warmen Wassertemperaturen ihre Leistung drosseln müssen.

      Das ließe sich einfach vermeiden, mit einem ordentlich dimensionierten Kühlturm (wie Isar 2, Emsland, Gundremmingen C, Neckarwestheim, Grohnde) oder einer Standortwahl am Meer (wie Brokdorf).

      Einen Kühlturm haben viele französischen AKW gar nicht oder er ist zu klein (z.B. Chinon). Für dich ein Grund mal wieder auf den AKW unserer Nachbarn rumzuhacken. Tatsächlich ist das aber halb so wild, weil die Nachfrage im Sommer in Frankreich deutlich geringer ist. Das liegt an der weit fortgeschrittenen Sektorkopplung bei der Raumwärme.

  14. Joe Schmidt

    Zitat:
    “Das liegt an der weit fortgeschrittenen Sektorkopplung bei der Raumwärme.”
    .
    Also dass die Franzosen keine “ordentlich dimensionierten Kühltürme” bei Ihren KKW gebaut haben liegt woran?
    Waren es evtl. Kosten, die man vermeiden wollte – zu Lasten der Umwelt?
    Es ist für Sie “halb so wild”, wenn selbst für einem Betrieb auf niedrigstem Leistungsniveau zusätzliche Sonderregelungen notwendig sind, die bestehende Umweltauflagen aushebeln?
    .
    Die franz. Stromdirektheizungen als “fortgeschrittenen Sektorkopplung bei der Raumwärme” zu titulieren ist schon recht fragwürdig, wenn diese Heizungen im kalten Winter Frankreich regelmäßig an den Rand des BlackOut und in Abhängigkeit von Stromimporten zu den Hauptbedatfszeiten bringen.
    Zumal Sie ja allen wiederholten Nachfragen nach der tatsächlichen Zahl der Wärmepumpen und Direktheizungen in Deutschland und Frankreich im entsprechenden Strang aus dem Weg gehen – keine Aussagen /Quellen liefern.

    1. Florian Blümm

      Meine Theorie ist, dass sie die Kosten für Kühltürme sparen wollten und das damit begründeten, dass im Sommer sowieso ein Großteil der Flotte in Revision ist. Stimmt ja auch, außer man hat einen mehrjährigen Revisionsstau durch Corona. Wenn du es so genau wissen willst frag doch mal bei Voices of Nuclear nach.

      Eine höhere Last an kalten Wintertagen steht uns mit fortschreitenter Sektorkopplung natürlich auch bevor.

      Die 47% Elektrizität bei der Raumwärme in Frankreich habe ich gegoogelt. Das tut nicht weh, versprochen.

      1. Joe Schmidt

        Zitat:
        “Die 47% Elektrizität bei der Raumwärme in Frankreich habe ich gegoogelt. Das tut nicht weh, versprochen.”
        .
        Und die Zahlen zu den Wärmepumpen und el. Direktheizungen in Frankreich und Deutschland, wo Sie mit zweifelhaften Prozentangaben argumentieren, um einen angeblichen Vorsprung “der weit fortgeschrittenen Sektorkopplung bei der Raumwärme” in Frankreich zu unterstreichen – diese Zahlen kommen woher?
        Sie dürfen gerne Links einstellen.

        1. Florian Blümm

          Die Zahlen sind kein Staatsgeheimnis.
          Google doch einfach mal. Das tut nicht weh, versprochen!

  15. Stefan Hilchenborn

    Lieber Florian Blümm,

    Hab jetzt mal die “Studie” von Qvist und Ruhnau” gelesen. Sie enthält einen typischen Fehler, der sie wertlos macht. Zitat:
    “First, for simplicity and comparability this study narrowly focuses on Germany, ignoring both international trade and intra-national grid constraints”

    fump – schon ist die Studie nutzlos. Deine Dunkelflauten-Definition ist Nonsense, sonst wäre Frankreich nämlich schon seit zwei Jahren im Dauer-Blackout. Wir haben ein europäisches Netz von Portugal bis zum Nordkap, von Irland bis in die Ukraine. Ohne das hat es früher nicht funktioniert, und ohne das wird es auch in der Zukunft nicht funktionieren.

    Zu den Kühltürmen nur so viel: Natürlich spart man die aus Kostengründen gerne ein – weil nur so die tollen Gestehungskosten für Atomstrom erreicht werden. Und natürlich mit rissigen und maroden Leitungen und Druckbehältern, die man gepflegt ignoriert.Garantiert nicht wegen Corona, das ist eine sehr schlechte Ausrede
    Atomkraft geht billig – oder sicher. Beides geht nicht, q.e.d. Seit 75 Jahren ist sie nun in der Welt. Seit 75 Jahren dümpelt die Bedeutung der Atomkraft auf den untersten Plätzen für die Energieversorgung rum. Und das wird auch deine Initiative nicht im geringsten ändern.

    1. Florian Blümm

      Bei Betrachtung einer Dunkelflaute kann man den grenznahen Stromhandel getrost ignorieren. Es ist völlig unmöglich Mitteleuropa aus Portugal, Irland oder vom schwarzen Meer zu versorgen.

      Natürlich wäre das anders, wenn unsere Nachbarländer nicht auf Wind und Solar setzen oder extra Kapazitäten nur für Deutschland bereithalten. Halte ich beides für unwahrscheinlich.

      Dass Kernkraft billig und sicher geht, zeigt sich doch in Deutschland. Das ist auch der Grund, warum Kernkrafthasser immer auf Frankreich verweisen müssen. Bei uns läuft es zu gut…

      1. Joe Schmidt

        Zitat:
        “Bei Betrachtung einer Dunkelflaute kann man den grenznahen Stromhandel getrost ignorieren.”
        Nur, wenn man zu Ihren vorgefassten Schlussfolgerungen kommen will.
        Gerade bspw. die neuen Interconnectoren wie NordLink sind ja auch eine Maßnahme zur Verstetigung des Windstromes und zum Überbrücken von (echten) Dunkelflauten.

  16. Stefan Hilchenborn

    Hier noch eine detailliertere Replik zum Artike.

    Falsche Thesen und Behauptungen im Beitrag:

    Deshalb kommt es regelmäßig zum Ausfall der wetterabhängigen Erneuerbaren.

    -> Nein. Kein Ausfall und auch nicht regelmäßig

    Im Jahr 2022 gab es bereits eine zweiwöchige Dunkelflaute im Januar.
    -> Nein. Für drei Tage fiel die Windproduktion auf unter 10% Anteil an der Stromversorgung. Kein Tag lag unter 20% EE-Produktion

    Die im November/Dezember 2021 dauerte 2 Monate!
    -> Nein. Die kombinierte Leistung aus Wind und PV lag in diesen Monaten immer bei über 10% am Strommarkt

    Eine Dunkelflaute wird dort praxisnah definiert durch das maximale Energiedefizit akkumuliert über einen Zeitraum.
    -> Nein, das ist komplett praxisfern, denn es negiert die Existenz des seit über hundert Jahren existierenden Stromnetzes

    bereitet man sich üblicherweise auf Extremereignisse vor, die nur einmal im Jahrtausend oder gar Jahrzehntausend auftreten.

    -> Nein, mit Sicherheit nicht. Hydraulische Bauwerke werden üblicherweise auf 100- bis 1000 Jährige Ereignisse dimensioniert. Ein Stromausfall hat weit weniger Schadenspotential und es wäre quatsch, hier 10.000 Jahre einzusetzen

    Solar- und Windanlagen sind das, was man ein extremes Klumpenrisiko nennt. Wenn sie ausfallen, dann fallen sie alle gleichzeitig aus.

    -> Nein. geographisch weit verteilte Windmühlen sind genau kein Klumpenrisiko und fallen niemals alle gleichzeitig aus. Nuklearkraftwerke haben ein extremes Klumpenrisiko: In Deutschland kommen die Brennstäbe aus nur zwei Quellen.

    Die einzige Lösung bei Dunkelflaute sind konventionelle Kraftwerke.
    -> Nein. Ein funktionierendes kontinentales Stromnetz ist die einzige Lösung. Darum haben wir das ja schon.

    Wenn bei uns kein Wind weht und keine Sonne scheint, dann auch nicht in unseren Nachbarländern.
    -> ???. Unser Stromnetz reicht von Portugal bis zum Nordkap, von Irland in die Ukraine. Warum sollen wir nur von den Nachbarn importieren? Unser Uran kommt ja auch aus Australien und Azerbaidschan.

    Strom zu transportieren ist auch nicht günstiger als Strom zu speichern.
    -> total falsch. Nichts ist billiger als Energietransport per Stromleitung. Faktor 100 zu Schiffstransporten.

    Die einzige Möglichkeit endgültig von der Importabhängigkeit loszukommen, wäre die Kernkraft.
    -> Nein. 100% unser Uran-Versorgung ist Importware. Das man es lagern kann ändert nichts daran.

    Kernkraftwerke sind auch am verlässlichsten in extremen Kaltphasen, wie der Katastrophenwinter 1978/1979… gezeigt haben.
    -> wir sind 1978/79 sehr knapp an der ersten deutschen Atomkatastrophe vorbeigeschrammt. Wäre damals auch noch das Stromnetz unter Schneelast zusammengebrochen (so wie 2005 im Münsterland), dann hätten wir schnell den Station-Blackout gehabt. Und wie wir von Fukushima wissen, sind es dann nur wenige Tage bis zur Kernschmelze. Denn Notstromaggregate brauchen Diesel – und den gab es nicht. Nicht mal Panzer kamen durch den Schnee.

    p.S: dies ist auch ein Test, ob meine Kommentare geblockt werden

    1. Florian Blümm

      Hier nochmal die im Artikel verwendete Dunkelflauten-Definition:

      “Hier verwende ich eine Definition von Ruhnau & Qvist (2021). Eine Dunkelflaute wird dort praxisnah definiert durch das maximale Energiedefizit akkumuliert über einen Zeitraum. Erst wenn das maximale Energiedefizit überwunden ist, gilt die Dunkelflaute als beendet.”

      Die scheint dir trotz ansonsten sehr aufmerksamen Lesen glatt entgangen zu sein. Sonst würdest du nicht praxisferne Maßstäbe wie 10% oder 20% Nennleistung anlegen.

  17. Joe Schmidt

    Zitat:
    “Sonst würdest du nicht praxisferne Maßstäbe wie 10% oder 20% Nennleistung anlegen.”
    .
    Falsch – es ging bei den >10…20% um den Anteil an der Gesamtstromerzeugung – trotz “Dunkelflaute”, nicht um eine Nennleistung.
    Sie bewegen sich leider immer noch auf fossilen Pfaden in Ihrer Argumentation.
    .
    Die installierte Leistung bei PV wird in kWp angegeben und das “p” steht für eine Peakleistung unter genau definierten Bedingungen.
    Hätte man also statt 1000W/qm nur 500W/qm als Bestrahlungsleistung definiert, hätten wir plötzlich nur noch eine deutlich geringere “Nennleistung” bei PV in Deutschland installiert …

    1. Florian Blümm

      10% der Gesamtstromerzeugung heißt, dass 90% aus anderen Quellen stammen. Und das wahrscheinlich ohne den steigenden Strombedarf durch Sektorkopplung zu berücksichtigen.

  18. Stefan Hilchenborn

    Ja, genau das heißt es: 90% stammen aus anderen Quellen. Und Nein, das hab ich nicht geschrieben: 10% der “Nennleistung”. Das hast Du verstanden, steht da aber nicht. Es waren 10% der gesamten deutschen Stromproduktion. Und das war das absolute Minimum, nur aus zwei Erzeugungsarten. In deiner ach so “schröcklichen” Dunkelflaute fiel die EE-Erzeugung in keiner Woche unter 20%. Auf Monatslevel war es nur einmal knapp unter 38%. Will sagen: Die Energiewende im Stromsektor ist mehr oder weniger zur Hälfte geschafft. Mit gezielten Verbesserungen im europäischen Netz, Ausbau der Speicherkapazitäten und Effizienzverbesserungen/Lastmanagement schaffen wir die zweite Hälfte locker in zehn Jahren. Aber bestimmt nicht, wenn Deutschland weiter mit Dumpingpreisen den europäischen Strommarkt flutet, so wie es die letzten 20 Jahre passiert ist. Das ist nämlich einer der Hauptgründe, warum kaum jemand in Europa in neue Kraftwerke investiert hat; Schon gar nicht in damals noch teure, heute aber spottbillige EE. “Die Deutschen liefern uns doch billigen Strom.” (powerered by Gazprom und Garzweiler).

    Zu dem Begriff “Sektorkopplung” solltest Du dich auch nochmal schlau machen. Das bedeutet nämlich NICHT, daß wir auf Wärmepumpen und E-Autos umsteigen. Sektorkopplung ist vor allem die Weiternutzung von Restenergie aus industriellen und gewerblichen Prozessen. Die Bäckerei, die die Nachbarhäuser mit heizt. Die Eisengiesserei, die ihr Kühlwasser ins Fernwärmenetz einspeist.

    Das alles sind Prozesse, die den Strombedarf garantiert nicht steigern. Aber so ist das eben, wenn jemand über Dinge schreibt die er nicht versteht.

    Die Kritik an Qvist und Ruhnau hast Du ja scheinbar auch nicht verstanden. BWLer?

    1. Florian Blümm

      Eine Orientierung am tatsächlichen Stromverbrauch ist natürlich deutlich praxistauglicher als an der Nennleistung. Sorry, dass ich nicht genau gelesen habe.

      Das Problem ist, wenn selbst beim maximalen Ausbaupotential für Wind und Solar nur ein kleiner Teil des Stromverbrauchs wetterabhängig gedeckt werden kann. So geschehen in der jüngsten 29-tägigen Dunkelflaute im Nov/Dez 2022.

      Siehe dazu die Residuallast mit den optimistischen Ausbauzielen von Agora Energiewende.

      Sektorkopplung ist die Kopplung der Sektoren Wärme und Transport an den Stromsektor. Welche Technologien dafür eingesetzt werden, ist völlig unerheblich.

      Aber natürlich steigern einige der Technologien den Energiebedarf, allein bei der Prozesswärme. Der Energiebedarf steigt sogar insgesamt, wenn man sich auf Wind und Solar zur Stromversorgung beschränkt.

      Welche Kritik an Qvist & Ruhnau war das? Der Einwurf man könne Mitteleuropa aus Irland, Portugal und der Ukraine versorgen? Darauf bin ich doch eingegangen.

  19. Stefan Hilchenborn

    Ach grad gesehen: Du hast ja das Privileg der Zwischenrede
    Zitat: ” Es ist völlig unmöglich Mitteleuropa aus Portugal, Irland oder vom schwarzen Meer zu versorgen.”

    Wieder so eine durch nichts belegte Behauptung. Warum kann denn ein Stromengpass in Serbien die Netzfrequenz aus dem Takt bringen, so geschehen vor ein paar Jahren?

    Natürlich wird der Strom nicht an Frankreich vorbei aus Portugal nach Deutschland geleitet. Geht Physikalisch schon gar nicht. In so einem Fall würde Frankreich spanischen Strom verbrauchen, Spanien portugiesischen Strom verbrauchen, wir dafür französischen. Alltagsrealität schon seit zig Jahren. Schau Dir bitte die ENTSO-E Grid Map an. Danke.

    Natürlich hat Portugal nicht genug Leistung am Start um ganz D-land zu versorgen. Aber darum gehts auch nie, es geht um die popeligen drei Gigawatt deiner geliebten Atomwerke. Das kann das europäische Netz schon lange. Und die Nachbarn werdens danken. Stromhandel ist keine Solidargemeinschaft sondern knallhartes Business. Was Portugal nicht liefern kann, kommt dann von der Nordsee oder eben aus Griechenland.

    Nur wenn man diesen ganz gewöhnlichen internationalen Handel ignoriert, kommt man auf so idiotische Ergebnisse wie Qvist und Ruhnau.

  20. Stefan Hilchenborn

    Gegenfragen:
    – Warum tritt während der Dunkelflaute mehrfach eine fast 100%ige Versorgung auf?
    – Warum verstehst Du nicht, das Agora keine Modellierung macht, sondern eine simple Extrapolation?
    – Wo ist in der Extrapolation der internationale Stromhandel?
    – Wo sind Speicherkraftwerke?
    – Wo sind KWK-Anlagen?
    – Wie soll uns Atomkraft da helfen? Willst Du in den nächsten 15 Jahren 70 GW Atomkraftwerke aufbauen?
    – Wenn ja, woher sollen die mindestens 500 Mrd EUR (ohne Inflation) herkommen, die das kosten wird?

    Viel Spaß!

    1. Florian Blümm

      1. Es geht um die maximale Ausspeicherung. Erst wenn der Speicher vollständig geladen werden kann, ist die Krise vorbei.
      2. Klar macht Agora eine Modellierung. Klick mal auf “heutige Nachfrage” und du siehst den Unterschied.
      3. Die Details sieht man bei Agora nicht. Während einer Dunkelflaute ist der grenzüberschreitende Stromhandel aber vermutlich nahe 0.
      4. Speicherkraftwerke decken die Residuallast, siehe graue Fläche.
      5. KWK-Anlagen? Was haben die mit Dunkelflauten zu tun? Genauso gut kannst du fragen wo die Braunkohlekraftwerke sind…
      6. Kernkraftwerke bräuchten wir etwas mehr als Grundlast, dann könnten die Speicher nachts geladen werden.
      7. ~60 GW Kernkraftzubau durch den Messmerplan kosteten Frankreich rund 100 Milliarden Euro inflationsbereinigt. Das ist ein Drittel der bisher angelaufenen Kosten für EEG-Differenzbeträge.

  21. Stefan Hilchenborn

    1. Dann ist es keine Dunkelflaute – eine Krise schon gar nicht. Es ist eine ganz normale Situation, wie es sie schon immer in Deutschland gab und gibt. In Frankreich sogar jeden Winter.
    2. Zitat von Agora “Dabei wird *vereinfachend** angenommen, dass die im Zuge der Energiewende höhere Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien der *gleichen Einspeisecharakteristik* aktueller oder historischer Zeiträume folgt. Hast Du verstanden was das bedeutet? ich fürchte nicht!
    3. Warum das denn? Es gibt keine Dunkelflaute im ganzen Netzgebiet von ENTSO-E. Hier mal die Wetterkarte vom 13.12.2022 -> zwei fette Sturmtiefs über Europa.
    4. Gut – da magst Du recht haben. Hab die Dokumentation nicht komplett gelesen
    5. KWK-Anlagen laufen natürlich besonders bei kalten Dunkelflauten. Auch im Jahre 2035 noch. Schon mal was von Fernwärme gehört? Sogar Braunkohle wirds dann noch geben.
    6. Grundlast ist ein Phantom, das gibt es nicht. Darum nennt Agora das auch Residuallast. Und was machst Du mit deinen Grundlast-Atomwerken in den 44 anderen Wochen? Die stehen dann nutzlos rum? Oder machen 10 Revisionen am Stück? Wenn die nicht immer Volldampf laufen, verlieren die jeden Tag Geld, viel Geld.
    7. Das ist dein größer Fehler und der macht deinen ganzen Auftritt hier unglaubwürdig: Du nimmst immer die optimistischsten Annahmen für Atomkraft – für alles andere nur Mittelwerte. Fakt ist, das ein Atomkraftwerk in Europa nicht mehr unter 10 Mrd EUR/GW zu bauen ist. Das brauch ich nicht mal belegen, jeder kennt die Geschichte der EPR´s. Und was anderes kriegst Du eh nicht in den nächsten 10-20 Jahren zugelassen.
    Es hat seinen Grund, das kein privater Investor alleine ein Atomkraftwerk finanziert. Nirgendwo in Europa. Banker sind halt nicht dumm.

    1. Florian Blümm

      1. Wenn die Saisonspeicher mehr und mehr entladen werden ist das eben keine normale Situation, sondern eine Dunkelflaute.
      3. Es ist völlig egal ob in Portugal Wind weht. Das hilft uns in Mitteleuropa überhaupt nix.
      5. KWK-Anlagen wird es in einer 100%-EE-Welt nicht mehr geben. Die spielen überhaupt keine Rolle für Dunkelflauten.
      6. Grundlast ist die Mindestnachfrage, die nicht unterschritten wird. Die wird es immer geben und sie muss immer gedeckt werden. Wie du sagst, es gibt keinen wirtschaftlichen oder sonstigen Grund Kernkraftwerke zu drosseln – außer für ne Revision.
      7. Es stimmt, einen einzelnen EPR bauen ist viel zu teuer und nutzlos. Wir brauchen ein ambitioniertes Neubauprogramm mit einem nachhaltigen Aufbau der Zulieferer.

  22. Stefan Hilchenborn

    und noch eine Falschaussage:

    Zitat: “~60 GW Kernkraftzubau durch den Messmerplan kosteten Frankreich rund 100 Milliarden Euro inflationsbereinigt. Das ist ein Drittel der bisher angelaufenen Kosten für EEG-Differenzbeträge.”

    -> Nein. EEG-Differenzkosten bis 2020: 248,34 Mrd EUR. Kosten Atomkraft Frankreich bis 2010: 188 Mrd.
    Quellen: Statista, Franz. Rechnungshof.

    Ich glaube deine Version der Zahlen war kein Versehen. Du machst es deinen Kritikern zu einfach

    1. Florian Blümm

      347,3 Mrd. Euro EEG-Differenzkosten bis einschließlich 2022 (inflationsbereinigt), siehe BMWK
      107 Mrd. Euro Kapitalkosten für den Bau der AKW durch den Messmer-Plan (424 Mrd. Franc), siehe Girard et al (2000) S.177

      Du machst es deinen Kritikern zu einfach 😉

  23. Stefan Hilchenborn

    2022 gegen 2000? Großartige Rechercheleistung.
    Ich verweise auf: https://de.wikipedia.org/wiki/Kernenergie_in_Frankreich#Kosten: 188 Mrd in 2010 (nicht 2000!)

    Deine 347,3 Mrd sind die EEG-Gesamtkosten (Tab 2). Die Differenzkosten ergeben sich abzüglich der erwirtschafteten Strommengen durch EE zu 248 Mrd (Tab 4, bis Jahr 2020). Du machst Flüchtigkeitsfehler.

    1. Florian Blümm

      Nein, die ~350 Mrd. sind die Differenzkosten. Es sind 294 Mrd. Euro ohne Inflationsausgleich.

      Zum französischen Rechnungshof finde ich keine Quelle. Ist das mit Betriebskosten bis 2010?

      Ich verstehe nicht, warum du hier Haare spaltest und wiederholt versuchst die Zahlen schlechtzurechnen. Selbst deine ~200 Mrd. Baukosten für 60 GW AKW wären ein super Preis.

      Das ist deutlich niedriger als allein die Subventionen für Erneuerbare in Deutschland. Zu den Subventionen kommen ja noch unzählige andere Kosten, inklusive der höchsten Strompreise Europas, von Doppel-Wummsen ganz zu schweigen.

  24. Stefan Hilchenborn

    Ich rechne, wie im obigen Beitrag angegeben bis 2020, du bis 2022. 100 Mrd sind ganz schön Dicke Haare. Aber ist auch egal. Zum heutigen Kurs gibts das bei Atomkraft eh nur noch für >10 Mrd/GW. Wind und Solar sind global und in Deutschland die billigsten Wege um Strom zu erzeugen. Wind onshore: 1 Mrd/ GW, Offshore 4 Mrd/GW, Solar 500 Mio/GW. Selbst mit den deutlich niedrigeren Kapazitätsfaktoren kostet es maximal die Hälfte wie neue Atomkraftwerke für die gleiche Stromerzeugung. Selbst mit Ausgleich über bessere Netze, Speicher und Backup ist das noch billiger. Warum? Weil wir 90% des Jahres kein Backup brauchen werden. Wenn man für 10% der Zeit und 5% der Energie dazu kaufen muss, ist es fast egal was das kostet und emittiert.
    Atomkraft IST teuer! Das wird nicht besser, eher schlimmer. Du weist es selber “energy to cheap to meter” war immer eine Lüge um Atombomben zu bauen. Auch und grade in Frankreich

    Außerdem macht uns EE unabhängig – auch von Rosatom. Die haben nämlich die Finger auf dem Markt für Uran.

    1. Florian Blümm

      Wind und Solar sind der billigste Weg Strom zu erzeugen – aber nur wenn der Wind weht und die Sonne scheint. Die Vollkosten für das Gesamtsystem sind höher mit außerdem deutlich höheren CO2-Emissionen.

      Wenn wir in Zukunft auf fossile Backupkraftwerke verzichten wollen, wird das signifikant teurer und langwierigier. Viele Säulen der dann nötigen Wasserstoffinfrastruktur sind noch lange nicht marktreif.

  25. Stefan Hilchenborn

    Irrtum. Eine Solarzelle im dunklen verursacht exakt 0 Betriebskosten. Annähernd ähnlich ist es mit Windmühlen bei Flaute. Das, und das wollen so viele Menschen nicht begreifen, ist der unschlagbare Vorteil. Es ist leistungsloses Einkommen, der Traum aller FDP-Wähler. Keine Ahnung, warum die das nicht wollen. Aber weil ich dich ja mag, hab ich deine Selbstreferenz zu den Systemkosten mal gelesen. Und siehe da, Systemkosten gibt es nur bei EE. Voll toll: Bis zum Jahr 2000 wurde also die ganze Netzinfrastruktur, Pumpspeicherwerke, Spitzenlastkraftwerke, Phasenschieber, Lastmanagement, billiger Nachtstrom und pipapo nur zum Spaß gebaut, weil äääh… ja warum eigentlich? Erklär Du es mir.

    Und dann sind deine Zahlen natürlich wieder komplett Realitätsfern:
    Zitat: “Der Wert für Kernkraft hier im Artikel bezieht sich auf einen Reaktor-Prototyp und ist deshalb höher als er sein müsste.”

    Ja mei, dann nimm bitte für PV auch Prototypen mit 40% eta zum halben Preis, und Windmühlen mit 15 GW. Achso, nee, die gibts ja schon. Dann eben 30 GW und 61% Kapazitätsfaktor. Nur Atomkraftwerke die billiger werden, die gibt es nicht mehr. Das war nämlich nur eine ganz kurze Zeit so, von 1960 – 1970. Seit dem werden die immer teurer. Egal wo in der Welt. Dein schon fast religiöser Glaube an den EPR ist wirklich erheiternd. 3 Mrd sollten die Dinger kosten. Selbst die Chinesen haben 9 Mrd eingestanden und die sind die einzigen, die Die wenigstens kurz am laufen hatten. Nein, das ist alles haarsträubend willkürlich und zurecht gebogen was Du hier rechnest. Ich empfehle Dir einen Besuch auf WNISR: Von 797 gebauten Reaktoren sind nur 411 in Betrieb. Warum wohl, wenn es doch sooooo billig ist, die Dinger immer weiter laufen zu lassen?

    1. Florian Blümm

      Eine Solarzelle bei Nacht und eine Windmühle bei Flaute kosten so viel wie ein Backup-Kraftwerk mit Kohle oder Gas, weil du genau so eins brauchst. Und zwar eins mit nur mittelprächtiger Auslastung und entsprechend höheren Kosten pro kWh.

      Meine Zahlen sind realitätsfern, genauso wie vorher bei den EEG-Differenzkosten? 😉

      Kernkraftwerke werden teurer, wenn man keine KErnkraftwerke baut. Stell dir mal vor wir verschrotten die ganze PV-Zulieferindustrie und fangen dann wieder von Vorne an. Glaubst du das geht ohne Startwehen?

  26. Stefan Hilchenborn

    Nein, brauch ich natürlich nicht. Wenn ich das mache, was schon seit Jahrzehnten Usus ist: Strom importieren, Lastmanagement, Speicherung. Interessanterweise argumentierst Du hier grade gegen die faktische Realität der Gegenwart an: Frankreich hat derzeit einen EE-Anteil von 20-40%. Des öfteren höher als die Nukleareinspeisung. Wind gibts im Winter viel – solar im Sommer. Die Natur scheint wie für uns gemacht. Ein Blick auf die europäischen Energycharts:
    https://energy-charts.info/charts/renewable_share/chart.htm?l=de&c=EU&year=2022&interval=day
    zeigt Dir klar die erstaunliche Gleichmäßigkeit der EE-Stromerzeugung. Bandbreite 23 – 52%. Grad in der schlechten Woche, die Du zitiert hast (KW 50 2022) gab es in Gesamt-Europa genug EE-Strom um zu helfen. Ausbau Faktor 2 und wir haben 46 – 104%. Atomstrom gab es nich, denn besonders französische Atomkraft ist echter Flatterstrom. Da fallen auch mal 30 GW gleichzeitig aus. Ungeplant.
    Deine postulierte Dunkelflaute existiert einfach so nicht, nur wenn man eben so Quatsch-Rechnungen aufmacht, das sich Deutschland komplett autark mit Kraftwerken ausrüsten muss (Qvist und Ruhnau). Aber ach – dann gibts Krieg und Rosatom liefert kein Uran mehr aus Kasachstan. Was dann?
    Zu deinen billigen Kernkraftwerken vom Fließband: Das wird nix. Man baut auch keine Flughäfen in Massenfertigung oder Bahnhöfe oder Staudämme. Atomkraft skaliert nicht, das ist ein Märchen. Wenn die EPR-bauten eines beweisen dann das. In Frankreich ist der Deckel Schrott, in Finnland zerbröseln die Pumpen schon beim Testlauf, in China verbiegen sich die Brennstäbe. Nicht nur deshalb will niemand das Design vom EPR (Geburtsjahr 1984) übernehmen. Deine Mitstreiter um den Klute haben ja plötzlich den Rückfall in die 50er Jahre als Rettung entdeckt: Wir bauen wieder Mini-Reaktoren!
    Dann kommt der nächste und will wieder THTR (Hamm-Unetrop) oder schnelle Brüter (Kalkar) bauen und und und.
    Schau Dir doch einfach die erbarmungswürdige Geschichte der deutschen Nuklearindustrie an:
    – 10 von 27 Reaktoren waren schon bis 2005 abgeschaltet
    – Kapazitätsfaktor bis 2014 (weiter hab ichs nicht recherchiert): 56% – is seit dem nich besser geworden
    – Betriebszeit im Mittel 26 Jahre
    – Anteil an der Endenergie nie über 10%

    Kernschrott wie Kalkar, Rheinsberg oder Greifswald und die vier Forschungsreaktoren aus Staatsknete sind da noch nicht mal in der Statistik drinne. Das was jetzt übrig ist, die letzten Drei, das sind die einzigen Drei von 27 gebauten, die scheinbar wirklich einigermaßen gut funktionieren und arbeiten sich langsam hoch auf einen Kapazitätsfaktor von 75%.
    Und deine EEG-Differenzkosten (bis 202!!!) sind immer noch falsch – aber Behauptung ist ja bei Dir Wissenschaft.

    1. Florian Blümm

      Ach wir brauchen die Kohlekraftwerke gar nicht, weil ja unsere Nachbarländer Kapazitäten für uns bereithalten und die Pumpspeicher ganze 30 Sekunden überbrücken können. So einfach ist die Energiewirtschaft.

      Sorry, aber setz doch bitte mal die rosarote Brille ab. Oder glaubst du ernsthaft wir brauchen keine Saisonspeicher, obwohl ALLE 100%-EE-Studien das Gegenteil behaupten?

      Und warum eigentlich immer auf den armen Franzosen rumreiten? Vielleicht weil die deutschen Konvoi und Vor-Konvoi seit Jahrzehnten mit 90+% Kapazitätsfaktor laufen? Weil die US-amerikanischen AKW gerade zu 97% am Netz sind? Merkwürdiges Cherrypicking.

      Flughäfen und Bahnhöfe sind nicht modular. AKW schon. Wir müssen weder SMR bauen, noch Brüter. Generation 2 und 3 sind marktreif und haben sich bewährt.

      Was ist an den EEG-Differenzkosten von 347 Mrd. Euro mit Inflationsausgleich oder 294 Mrd. Euro ohne Ausgleich falsch?

  27. Stefan Hilchenborn

    Das möchte ich noch gerne Ergänzen:

    “Dampfloks werden teuer, wenn man keine Dampfloks mehr baut” Stimmt – die DB hätte in den 70er Jahren unbedingt diese deutsche Kernkompetenz erhalten müssen. Es war irrsinnig teuer, das ganze Netz zu elektrifizieren und ist selbst heute, 50 Jahre später noch nicht ganz fertig. Also ist die Elektrifizierung der Bahn gescheitert und der ICE ist nur ein Irrweg. 320 kmh schafft man auch mit Gen-IV-Dampfloks. Man muss sie nur in Serie bauen.

  28. Stefan Hilchenborn

    Florian: “Ach wir brauchen die Kohlekraftwerke gar nicht, weil ja unsere Nachbarländer Kapazitäten für uns bereithalten”

    Das Gegenteil war ja wohl in den letzten 20 Jahren der Fall: Wir haben die Kraftwerkskapazitäten für die Nachbarn bereit gehalten. Vor allem Frimmersdorf, Weißweiler, Eschweiler und Neurath. Nun haben wir die Carbon-Credits….

    Florian: “und die Pumpspeicher ganze 30 Sekunden überbrücken können.”
    Kompletter Blödsinn. Deutschland hat jetzt grade 482 GWh Reserve in den Pumpspeichern. Europaweit sind es 86 TWh. Das reicht für Monate.

    Florian: “Oder glaubst du ernsthaft wir brauchen keine Saisonspeicher, obwohl ALLE 100%-EE-Studien das Gegenteil behaupten?”

    Haben wir doch. https://energy-charts.info/charts/filling_level/chart.htm?l=de&c=EU
    q.e.d

    Florian: ” Vielleicht weil die deutschen Konvoi und Vor-Konvoi seit Jahrzehnten mit 90+% Kapazitätsfaktor laufen?”

    Nein, Völlig falsch. Du verwechselst technische Verfügbarkeit mit Kapazitätsfaktor. Allein schon, weil man im Sommer diesen Strom nicht brauchte. Es waren erbärmliche Auslastungszahlen.
    Ganz abgesehen von so lustigen Dingen wie “spontane Dichtungsleckage” (Brunsbüttel), Transformatorbrand mit Station Blackout (Krümmel oder das rumgestocher im THTR. Von Mülheim Kärlich oder der ökonomischen Pleite in Würgassen fang ich gar nicht an. In Gundremmingen gings gar ganz knapp an der Kernschmelze vorbei. Aber alles Supi im deutschen Atompark.

    Florian: “Wir müssen weder SMR bauen, noch Brüter. ”

    Das wird Rainer aber nicht gefallen. Und Vero auch nicht

    Florian: Was ist an den EEG-Differenzkosten von 347 Mrd. Euro mit Inflationsausgleich oder 294 Mrd. Euro ohne Ausgleich falsch?”

    Dein Zeitrahmen. Bis 2020 waren es 248 Mrd. Siehe Tabelle aus deinem Link. Punkt.

    1. Florian Blümm

      Du hast eine völlig falsche Vorstellung vom grenzüberschreitenden Stromhandel. Nur weil jemand in Portugal am gemeinsamen europäischen Strommarkt eine Kilowattstunde in Deutschland verkauft kann heißt das nicht, dass diese Kilowattstunde physisch aus Portugal nach Deutschland verschifft wird. Wir haben noch nie in der Geschichte des Strommarkts auch nur eine Kilowattstunde Strom physisch aus Portugal erhalten und das wird sich ohne dedizierte HGÜ mit tausenden Kilometern Länge auch nicht ändern.

      Wir haben ja schon Probleme Strom aus den Offshore-Windparks in Norddeutschland zu den Verbrauchern in Süddeutschland zu schaffen. Die dafür immer noch im Bau befindlichen 4 Mini-HGÜ mit jeweils lediglich 2 GW Kapazität kosteten Unsummen an Zeit und Geld und haben noch nicht einmal eine Landesgrenze überschritten.

      Deshalb ist es völlig absurd Kapazitäten zu betrachten, die niemals im deutschen Stromnetz eine Rolle spielen werden. Ganz davon abgesehen, dass die Bereithaltung solcher KApazitäten Geld kostet. Wir müssen schon selbst unsere Energieversorgung decken. Das macht niemand für uns.

      Du willst die benötigten Saisonspeicherkapazitäten in Höhe von ~35 TWh in Deutschland mit Pumpspeichern decken?!? Also im Sommer wird hochgepumpt und im Winter entleert? Ein Zyklus im Jahr, statt bisher ~1 Zyklus am Tag? Und das obwohl ALLE 100%-EE-Studien das über Wasserstoffspeicher lösen wollen?

      Les dich doch bitte mal in die Grundlagen ein.

      Nein, ich verwechsle nicht den Kapazitätsfaktor mit Verfügbarkeit. Siehe Kapazitätsfaktor-Datenbank von PRIS. Du nimmst es nicht so genau mit Zahlen, oder?

      Brunsbüttel und Krümmel sind keine Konvoi oder Vor-Konvoi und leider seit 2011 vom Netz.

      “Bis 2020 waren es 248 Mrd.”
      Das erklärt einiges. Du lebst wohl noch Anfang 2020 vor Corona und vor der Energiekrise. Kann es sein, dass du einfach nur Recht haben willst?

  29. Stefan Hilchenborn

    Wenn ich eine kWh aus Portugal kaufe, dann fließt die Energie mit Lichtgeschwindigkeit zu mir. Ich glaube es fehlt dir am elektrotechnischen Verständnis. Ein Stromnetz ist kein Gartenschlauch und bewegen tut sich gar nix, wir haben Wechselstrom.
    ALLE 100%-EE-Studien wollen das so lösen – über Netze. UND über Wasserstoffspeicher. UND über Lastmanagement. UND über Saisonspeicher (was nicht das gleiche ist wie Pumpspeicher)

    Aber ein schönes Zitat lieferst Du ja doch:

    “Wir müssen schon selbst unsere Energieversorgung decken.”

    Genau meine Rede. Mit importierten Energieträgern passiert eben das genau nicht. Auch nicht Mit Uran aus Australien oder Kanada oder Kasachstan.

    Du wendest in deiner Argumentation den gleichen rhetorischen Trick an, wie alle Betonköpfe (so wie auch Qvist und Ruhnau): Ein Teil der geplanten Umbauten reicht nicht für die Transformation? – also ist der Plan gescheitert!

    ALLE 100%EE-Studien kombinieren eine Vielzahl von Methoden um Erzeugung und Last in Einklang zu bringen (so wie das schon immer gemacht wurde). Du pickst Dir Speicher raus und sagst: Das alleine reicht nicht – also geht es insgesamt nicht. Und das ist eben Unsinn.

    Was PRIS angeht – ja, die haben immer tausend Ausreden, warum ein Ausfall jetzt nicht zählt. Ich rechne einfach so, wie Du bei der Planung neuer AKW: Tatsächliche Kraftwerksleistung * Betriebszeit. Durch diesen Wert teile ich die tatsächlich geleistete Strommenge. Und das endet verheerend für die Hälfte aller Deutschen Reaktorbauten.

    Hier die heißen Superkandidaten:
    Name Prozent des geplanten Ertrags (40 Jahre)
    Unterweser 67
    Krümmel 46
    Biblis B 64
    Biblis A 63
    Philippsburg 1 63
    Isar/Ohu 1 70
    Neckarwestheim 1 73
    Brunsbüttel 50
    Obrigheim 76
    Stade 67
    Würgassen 34
    Mülheim-Kärlich 2
    Hamm-Uentrop 1
    Kahl 40
    Gundremmingen A 20
    Lingen 9
    Quellen: Wikipedia, AGEB

    und zuletzt wieder zu den EEG-Zahlen: Die Daten liegen bis 2020 vor. Danach gibt es nur Schätzzahlen. In 2022 wäre die EEG-Umlage dank hoher Börsenpreise negativ geworden – daher wurde sie nicht mehr angesetzt.

    1. Florian Blümm

      “Wenn ich eine kWh aus Portugal kaufe, dann fließt die Energie mit Lichtgeschwindigkeit zu mir.”

      Zwischen dir und dem Erzeuger in Portugal sind hunderte GW von Verbrauchern. Die kWh aus Portugal schafft es nicht einmal bis Spanien. Du hast ein völlig weltfremdes Verständnis der Physik.

      Vermutlich glaubst du auch, dass du Strom aus Island beziehst, weil du einen entsprechenden Ökostromtarif abgeschlossen hast. Dabei gibt es nicht einmal eine Leitung zwischen Island und Kontinentaleuropa.

      Uran ist so energiedicht, dass du schon beim Bau des Kernkraftwerks den Brennstoff für die komplette Lebenszeit lagern könntest. Du hast keine Importabhängigkeit bei der Kernkraft, wie bei fossilen oder erneuerbaren Energien.

      Du kannst gerne eine Vielzahl von Methoden kombinieren. Das Modell von Agora berücksichtigt die ja bereits. Aber du kommst mit allen Tricks nicht daran vorbei, dass du in einer Dunkelflaute ein enormes Erzeugungsdefizit ersetzen musst.

      Bei PRIS steht der reine KAPAZITÄTSFAKTOR. Da sind alle Ausfälle schon einberechnet.

      Unter den von dir genannten Reaktoren ist kein einziger Konvoi/Vorkonvoi.

      Mülheim-Kärlich lief nicht einmal 3 Jahre, geschweige denn 40. Hamm-Uentrop war nicht einmal ein kommerzieller Reaktor.

      Mit Zahlen nimmst du es nicht besonders genau, oder?

  30. Stefan Hilchenborn

    Florian: “Mülheim-Kärlich lief nicht einmal 3 Jahre, geschweige denn 40.”

    Genau das war das Problem – Gekostet hat es trotzdem so viel wie ein ganzer Reaktor.

    “Hamm-Uentrop war nicht einmal ein kommerzieller Reaktor.”

    Dito. Obendrein sind auch noch ein paar Mrd Staatsknete versenkt worden

    Genau das meine ich mit “Ausreden warum das nicht zählt”. Schön das Du mich bestätigt.

    Den Reaktor, wo Uran für 60 Jahre Betrieb eingelagert ist, musst Du mir auch noch zeigen. Aber vermutlich hast du auch ein Großtanklager zu Hause für Öl, befüllt in den 70er Jahre für 10 ct/Liter. lächerliches Argument.

    Das mit Portugal muss ich Dir dann doch wohl mit dem Gartenschlauch erklären:
    Wenn ich in Deutschland einen Liter (eine kWh) aus dem Schlauch (aus dem Netz) entnehme, dann sinkt der Wasserdruck (die Netzfrequenz). Wenn ich gleichzeitig in Portugal einen Liter (eine kWh) einspeise, bleibt der Wasserdruck (die Netzfrequenz) konstant. Natürlich ist das nicht portugiesisches Wasser, das bei mir rauskommt. Darum gehts auch nicht. Der Wasserdruck (die Netzfrequenz) ist die wichtige Kenngröße.

    1. Florian Blümm

      Du rennst bei mir mit Mülheim-Kärlich offene Türen ein. Es war ein absoluter Wahnsinn das Kraftwerk nach 30 Monaten auf politischem Weg stillzulegen.

      Hamm-Uentrop war nicht nur kein kommerzieller Reaktor, es war noch nicht einmal ein Leichtwasserreaktor. Dieses Forschungsprojekt hat mit dem Betrieb unserer Kernkraftwerke überhaupt gar nix zu tun.

      Kann es sein, dass du von den hohen Kapazitätsfaktoren deutscher Kernkraftwerke ablenken willst?

      Das ist ja der Punkt. Du kannst nicht das Öl für 60 Jahre Kraftwerksbetrieb vorhalten, nicht mit allen Öllagern der Welt. Hingegen stehen alle in Deutschland in 60 Jahren kommerzieller Kernkraft verwendeten Brennelemente heute in einem der Zwischenlager mit überschaubarer Größe. Und die riesigen Castoren bräuchte es mit frischen BE gar nicht.

      Das Problem mit deiner Wassersystem-Analogie ist, dass wir nicht am gleichen Netz sind. Zwischen Portugal und Deutschland sind tausende Netzkilometer und dutzende oder gar hunderte Transformatoren.

      Versuchen wir es anders: Es gibt überhaupt nur 4 GW Verbindungskapazität zwischen Frankreich und Spanien durch die Pyrenäen. Selbst wenn ganz Portugal, ganz Frankreich und ganz Spanien keinen Strom mehr aus ihrem eigenen Netz verbrauchen würden, könnten wir maximal 4 GW Leistung aus Portugal importieren. Die 3 Länder werden ihr Netz aber nicht für uns frei halten und so bleiben selbst die 4 GW ein Wunschtraum.

      Und dieses Beispiel betrifft nicht nur den Engpass Pyrenäen. Jeder Netzkilometer zwischen Portugal und Deutschland ist ein Engpass.

  31. Stefan Hilchenborn

    Florian: “Jeder Netzkilometer zwischen Portugal und Deutschland ist ein Engpass.”
    Unser europaweites Stromnetz ist also völlig unnütz, trotz Milliarden-Investitionen jährlich.
    Lächerliche Behauptung. Komplett ohne Belege.
    Spanien ist tatsächlich relativ schwach angebunden. Darum baut man grade 5 GW Leitung dazu. Aber ich habe auch nie behauptet, das Portugal und/oder Spanien alleine unsere Residuallast decken können. Das ist nur wieder dein rhetorischer Trick: “Wenns mit dieser einen Lösung nicht geht – dann gehts ja gar nicht.”
    Damit leimst Du niemanden mit IQ über Zimmertemperatur.

    1. Florian Blümm

      Das Stromnetz ist super hilfreich für grenzüberschreitende Exporte. Für diesen Zweck ist es ja auch gewachsen. Aber wir können damit keine signifikanten Mengen Strom über tausende Kilometer transportieren. Ich verstehe nicht, wo diese Idee überhaupt herkommt, hast du mal ne seriöse Quelle dafür?

      Wenn du die Saisonspeicher sowieso noch brauchst trotz der sauteuren HGÜ, die du vorschlägst, warum dann überhaupt HGÜ bauen? Saisonspeicher sind ebenfalls sauteuer, aber nicht annähernd so teuer wie der Stromtransport.

  32. Stefan Hilchenborn

    Mülheim-Kärlich: Kennst du den Unterschied zwischen Politik und Jurisprudenz? Scheinbar nicht. So auch der dicke Helmut nicht, der das Ding illegal durchboxen wollte.
    Du und dein Klub, ihr seid doch die ersten, die Jubeln, wenn Windkraftanlagen auf juristischen Wege verhindert werden. Und das ist auch mein Kernproblem mit euch: Ihr wollt unbedingt die Erneuerbaren schlecht reden – offenbar gibts wohl nicht genug positives über Atom zu berichten.

    Beim THTR liegst Du auch schief: Forschung wurde in Jülich gemacht (AVR). Der THTR war als kommerzieller Prototyp gedacht. So wie Flamanville heute. Schöne Parallele, auch beim EPR hätte man längst erkennen müssen, das er technisch, wirtschaftlich und sicherheitstechnisch nicht funktionieren wird.

    1. Florian Blümm

      Ich habe überhaupt nix gegen Windräder. Bitte nicht von dir auf andere schließen, nur weil du eine Energiequelle offenbar abgrundtief hasst.

      Der THTR war der erste Test des neuen Reaktorprinzips Kugelhaufenreaktor. Das hat null und gar nichts mit Leichtwasserreaktoren zu tun, EPR eingeschlossen.

  33. Heiko Gerhauser

    Ruhnau & Qvist (2021) habe ich mir durchgelesen. Biomasse wird da verstromt, allerdings gibt es in dem Model weder Biomethan noch Power to Methan. Eine Umwidmung der deutschen Erdgasspeicher in Wasserstoff Speicher würde deren Kapazität massiv reduzieren, von etwa 250 TWh würden sicher nur etwas über 30 TWh übrig bleiben.
    https://erdgasspeicher.de/wp-content/uploads/2022/06/20220617_DBI-Studie_Wasserstoff-speichern-soviel-ist-sicher.pdf
    Die errechneten 50 TWh aus Ruhnau und Qvist bräuchten also wahrscheinlich Speicherzubau und nicht nur Umwidmung. Zudem würden die Speicher auch regelmäßig voll werden und könnten damit kaum bis gar nicht für den Ausgleich zwischen Jahren angewendet werden. In
    Synergies of sector coupling and transmission reinforcement in a cost-optimised, highly renewable European energy system
    T. Browna,
    D. Schlachtberger
    A. Kies
    , S. Schramm
    , M. Greiner
    sieht man schön in Abbildung 7 wie internationaler Ausgleich und andere Flexibilitäten den Bedarf an Wasserstoffspeichern reduzieren. Es bleibt im optimierten Szenario fast nichts mehr übrig.

    Die 10000 Euro pro kW bei AKW sind zwar unschön, die Bauzeiten sind schlimmer. Bei PV habe ich die Investition schon wieder raus, da habe ich beim AKW noch nicht eine kWh produziert. Und völlig unideologisch als Investor denkend, bedeutet lange Bauzeit auch mehr Risiko, Preisrisiko beim Strompreis, technische Risiken, dass der Reaktor es nicht so tut, wie vorhergesehen und politische Risiken.

      1. Jürgen Fuhrmann

        Das ist eine Analyse von 2009. Seitdem ist viel passiert:
        – Die Energiepreise liegen deutlich über den dort vorausgesetzten 65GBP/MWh https://tradingeconomics.com/united-kingdom/electricity-price , und nach dem Wegfall der russischen Gaslieferungen werden sie hoch bleiben (btw heisst das, dass die Wirtschaftlichkeit der AKW durch *fossile Konkurrenz* beeinträchtigt wurde
        – Unter diesen Bedingungen gibt es neue Pläne, Nuklear auszubauen (und, wie Sie sicher wissen, nicht nur in UK) : https://www.gov.uk/government/news/102-million-government-backing-for-nuclear-and-hydrogen-innovation-in-the-uk , https://nation.cymru/news/second-company-reveals-plans-for-a-new-nuclear-power-plant-at-trawsfynydd/
        – Es gibt neue technische Ansätze auf der Basis der Druckwassertechnik: https://www.world-nuclear-news.org/Articles/Holtec-claims-SMR-160-can-repurpose-any-coal-fired

        1. Joe Schmidt

          Ja, die Analyse ist aus 2009.
          Was, außer den momentan hohen Strompreisen hat sich denn grundsätzlich geändert an den 5 in der Studie genannten Risiken, von denen nur 1., die Planungsphase als unkritisch /nicht existenziell bedrohlich angeführt wurde?
          2. Bauphase: Weder das Risiko ausufernder Kosten, noch das der längeren Bauzeiten sind anders als 2009
          3. Das Strompreisrisiko ist ebenso unverändert – eher noch höher falls man mit heutigen Preisen “kalkuliert”, wenn die Wahrscheinlichkeit betrachtet dass in einigen Jahren (und erst dann wird es tatsächlich KKW-Neubauprojekte geben) der Strompreis wieder sinkt
          4. Betriebskostenrisiko : Wie geschaffen für einen Verweis nach Frankreich 2021, was man damals 2009 schrieb: “Ein sechsmonatiger Ausfall kann direkte Kosten und Produktionsausfälle in Höhe von 100 Mio. £ verursachen, insbesondere wenn die Produktion bereits verkauft wurde. Dieses Risiko ist unseres Erachtens für ein einzelnes Projekt zu groß und muss zumindest auf ein Portfolio von Anlagen verteilt werden.” Das hat in FR nicht geholfen.
          Alternativ schauen Sie nach China, wo die dortigen, neuen EPR wegen techn. Probleme vom Netz genommen werden mussten …
          5. Stilllegung /Abfall : Die Schätzungen dieser Kosten können um mehrere Milliarden Pfund schwanken, je nachdem, welche Abzinsungssätze verwendet werden usw. …
          .
          Was hat sich also substanziell seit 2009 verbessert für Investitionen in neue KKW?
          Allein, dass sie lt. Taxonomie in der EU als nachhaltig gelten und medial gerade besonders laut getrommelt wird.
          Übersetzung aus Ihrer Quelle:
          Der “(HTGR), eine Art fortschrittlicher modularer Reaktor (AMR), der bis Anfang der 2030er Jahre einsatzbereit sein könnte, …”
          Oder eben auch nicht.

  34. Stefan Hilchenborn

    Ich weiß nicht, wie Du darauf kommst, das Stromtransport teuer wäre. Es ist tatsächlich (selbst mit HGÜ) die billigste Art Energie zu transportieren. Hier eine realistische Vergleichsstudie, die nicht nur isoliert den Transportweg betrachtet, sondern die ganze Kette:
    https://library.e.abb.com/public/c29b5a11cfbf07c4c1257427003888bd/48-51%201M812_GER72dpi.pdf
    Da schon überall in Europa, ja sogar weit bis nach Asien Trassen existieren, wäre es vollkommen idiotisch, diese nicht voll zu nutzen. Voll nutzen heißt auch, das das eingesetzte Kapital für die Leitungen mehr erwirtschaftet und damit wird es nochmals günstiger.

    Ich persönlich ziehe jedenfalls eine 380-kV-Leitung deutlich vor gegenüber Castortransporten durch meine Stadt (ich wohne 500 m entfernt von einer Bahnlinie)

    Und da es so lustig ist zu beobachten, wie Du dich windest, nochmal zum THTR: Es interessiert mich nicht und auch niemand anderen, wie genau ein Atomkraftwerk arbeitet oder warum es für dich nicht gildet. Atom ist Atom und da haben einfach schon zu viele Projekte versagt. Dein dröhnendes Schweigen zu so Glanzleistungen wie Gundremmingen A, Lingen, Krümmel oder Würgassen spricht Bände. Im letzteren, also in Würgassen war ich übrigens zu Betriebszeiten mal zu Besuch. Hat mich wenig beeindruckt, Außen wie innen ein schweinehässlicher Betonbunker (und heute beliebtes Zwischenlager. Von wegen “Grüne Wiese” und so…)

    1. Florian Blümm

      Es existieren keine Trassen in Europa für einen Transport über Hunderte Kilometer mit Ausnahme der speziell dafür gebauten HGÜ, siehe diese Karte. Das normale Verteilnetz hat für Ferntransport keine Kapazitäten.

      Und wenn du mir erzählen willst HGÜ wären billig und von der Bevölkerung akzeptiert, dann google doch mal bitte diese Suchbegriffe:
      Südlink Protest
      Südlink Verzögerung
      Südlink Kosten

      Same same mit Südostlink, Ultranet, A-Nord, …

  35. Stefan Hilchenborn

    Ah, zu dem Jürgen Fuhrmann will ich auch noch wat sagen ,speziell zu “neuen Ansätzen”: Der Artikel offenbart auf beeindruckende Art des zentrale ökonomische Dilemma der nuklearen Stromerzeugung: Atom kann gar nicht Strom, das kann nur Wärme. Und das ist und bleibt die billigste und unwerteste Energieform, denn die gibts überall immer als Abfall bei fast jedem industriellen und biologischen Prozess.
    Kurz gesagt: der konventionelle Teil eines jeden thermischen Kraftwerks, also Dampfgenerator, Leitungen, Turbine, Generator, Kondensator und anhängendes Abwärmesystem sind schon so teuer (4 ct/kWh), das es eigentlich völlig egal ist, mit was man die Wärme erzeugt. Es wird niemals billiger als Wind und Solar. Denn die kosten global weniger als 4 ct/kWh und Du kriegst direkt die edelste Energie Form. Strom. Da beißt die Maus keinen Faden ab.

    Natürlich kann man abgeschriebene Schrottkraftwerke der Kohlebranche noch ne Weile mit Atom befeuern. Der Turbinen-Generator-Teil kostet ja fast nichts mehr, der hat sein Geld ja schon verdient. Aber längerfristig? so 10 Jahre und mehr? Wenn dann ne neue Turbine fällig ist, oder ein neuer Kühlturm, oder Dampfgenerator?
    Dann ist das Kernschrott mit nuklearer Verseuchung!

    Saublöde Idee, wenn man mich fragt. Noch können wir die Kohlekraftwerke billig verschrotten. Einmal Nuklear-Gedöns eingebaut und du musst jede Schraube beim Abbau freimessen.

    Man muss euch nuklear-verrückte dringend stoppen. Genauso wie Öl besser in der Erde bleibt, sollte auch das ganze radioaktive Inventar der Erdkruste da bleiben, wo es jetzt grade ist. Da haben wir uns seit Milliarden Jahren drauf eingerichtet. Wenn man euch machen lässt, haben wir das irgendwann überall, nur so ein bisschen und akut harmlos. Aber eben immer und überall. Und auf dieses genetische Experiment sollten wir uns lieber nicht einlassen. Falls ihr Kinder mögt.

    1. Florian Blümm

      Der nicht-nukleare Anlagenteil kostet also nach deiner unbelegten Behauptung schon 4 Ct/kWh? Und wir wollen unsere zukünftige Stromversorgung 100% auf Grüngas-Backup auslegen mit einem deutlich komplexeren und teureren Gas-und-Dampf Anlagenteil? Ganz zu schweigen von der Vorkette um das Grüngas überhaupt in den ausreichenden Mengen zu erzeugen?

      Dagegen wären selbst die total übertriebenen 4 Ct/kWh saubillig.

  36. Stefan Hilchenborn

    Soso, das Verteilnetz. Natürlich hat das keine Kapazitäten für Ferntransport- Das macht das Übertragungsnetz und da gehen jederzeit 14 -15 GW nach Deutschland rein oder raus. Das ist Stauts quo. Das die depperten Bayern gegen jedes Infrastrukturprojekt mosern ist weder ein technisches noch wirtschaftliches Problem. Die wollen ja auch kein Endlager, nicht mal die Suche soll erlaubt sein. Zum Glück haben wir die Nord- und Ostdeutschen, die weit weniger provinziell sind.
    —————-
    Ja, die 4 ct/kWh überraschen dich. Rechne einfach selber, hier gibts dazu ein schönes Werkzeug:

    https://static.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2013/EEG-20/Calculator_Levelized_Cost_of_Electricity_And_FIT_Comparison__V1.0.xlsx

    Auf deine Strohmann mit 100% Grüngas muss ich glaube ich nicht eingehen. Abgesehen davon sind Gaskraftwerke von den Kapitalkosten die billigsten. also mal wieder das Gegenteil deiner Unterstellung.

    Ich sags Dir wie es funktionieren wird:
    – Verdopplung der EE-Produktion in Deutschland
    Backup:
    – 30 GW Strom-Import, 20 GW Speicher, 20 GW Lastmanagement, 20 GW konventionell. Das die dann für zwei mal zwei Wochen im Jahr sauteuren Strom produzieren, ist doch völlig egal. Wenn meine Milch alle ist kauf ich die auch manchmal zum doppelten Preis an der Tankstelle.

    So und nun erwarte ich deinen Nuklearen Vorschlag für die Zukunft, denn in deinem Blog zeichnest Du nie ein Gesamtkonzept, sondern pickst immer nur auf Details rum. So wie eben hier auf dem Thema PV+Wind in der Dunkelflaute.

    Und erklär mir dabei bitte auch, wo genau in Bayern Du deine Atomkraftwerke bauen willst:-)

    1. Florian Blümm

      Die 15 GW gehen aber selten weiter als bis in das angrenzende Bundesland in Frankreich, Polen oder Österreich. Das Netz ist nicht auf signifikante Ferntransporte ausgelegt, weil es die mit zentralen, nach Bedarf platzierten Kraftwerken nicht braucht.

      Also du sagst der nicht-nukleare Anlagenteil der Kernkraftwerke kostet 4 Ct/kWh. Mal als Proberechnung: das bedeutet bei 60 Jahren Laufzeit und 90% Kapazitätsfaktor, dass die Turbinenhalle eines EPR 30 Milliarden (!) Euro kostet!

      Zum Vergleich, der total aus dem Ruder gelaufene EPR-Prototyp in Flamanville kostet 19,1 Milliarden Euro inklusive Turbinenhalle und allen Strafzahlungen durch Verzögerungen.

      Die aufwendigeren und daher teureren Turbinen in einem GuD-Kraftwerk kosten aber weniger als 4 Ct/kWh bei gleichzeitig deutlich niedrigerer Auslastung? Merkste selbst, oder?

      1. Heiko Gerhauser

        Zur Umrechnung in Cent pro kWh braucht man einen Haufen Annahmen wie Du auch weisst, also insbesondere zur Auslastung und Zinsen.

        Deswegen möchte ich die 4 Cent an sich jetzt nicht kommentieren. Ich kann aber sagen, dass man für kurze Zeiträume deutlich billiger sein kann als ein GuD und ich seit Jahren gegen GuD als Back-up Kraftwerke predige. Für die Aufgabe sind die einfach zu teuer.

        Und zu den Fernleitungen: Der Übergang von (kaum Fernleitungen über 500 km, das Meiste wird lokal in Kraftwerken nach Bedarf produziert) zu (viele Fernleitungen, es wird zwar viel lokal produziert, aber einiges auch mehr als 500 km transportiert) ist fließend und hat schon vor längerer Zeit angefangen. NorNed zum Beispiel wurde 2008 schon eröffnet.

        Deutschland als Insel rechnen ist realitätsfremd, auch schon beim jetzigen Ausbau des europäischen Netzes. Der Ausbau der grenzüberschreitenden Verbindungen ist auch für AKW positiv. Frankreich kann so Überschüsse los werden und bei der extremen Mangellage 2022 konnte importiert werden.

        Da sollte man den Beitrag der deutschen Windkraft und PV übrigens nicht unterschätzen. Das Hauptproblem war ziemlich letztes Jahr nicht die momentane Leistung, sondern die fehlende Energie. Wenn nicht genug Kohle den Rhein hochgekarrt werden kann, dann macht es einen Riesenunterschied, wenn die Kohlekraftwerke durch eine Phase mit viel Wind und/oder PV mal verschnaufen können. Ähnliches gilt für die Wasserkraft. Europaweit ist da die meiste Produktion aus Speicherwasser (zur Erinnerung Speicherwasser hat einen natürlichen Zufluss und einen Riesenstausee, europaweit reden wir da über mehr als 200 TWh an Speicherkapazität, allerdings one way, da wird nichts eingespeichert aus dem Netz, der Speicher wird nur durch natürlichen Zufluss von Wasser in den Speichersee nachgefüllt)

        und die Leistung beim Speicherwasser war dieses Jahr nicht das Problem, sehr wohl aber der aufgrund mangelnden Regens zu niedrige Zufluss.

        Du tust das europäische Verbundnetz zu schnell als unbedeutend ab, weil ja in der Dunkelflaute nirgend woanders relevante Reserven wären. Der Verbund ersetzt natürlich nicht alle Reservekraftwerke in Deutschland, sehr wohl wird aber die nötige Menge reduziert. Das liegt nicht nur an der Ausmittelung von Wind (die sieht man besonders gut, wenn man auf die Maximumwerte guckt, beim einzelnen Windrad 100%, offshore Nordseeküste habe ich auch schon 98% gesehen für die Summe aller deutschen offshore Windräder in der Nordsee, europaweit gemittelt kommt man aber kaum über die 50% Auslastung raus als Spitzenwert),

        es liegt auch an der Ausmittelung beim Verbrauch und anderen Kraftwerken. So kann Norwegen es wegstecken, wenn in einem trockenen Jahr 60 TWh weniger Wasserkraft erzeugt werden, oder in Frankreich 80 TWh weniger Atomenergie erzeugt wird. Spanien kann für eine Sommerspitze planen, auch die Abendspitze ist europaweit verschmiert. All das bedeutet, dass bei Teilung der Resource Reservekraftwerke Europa mit 30, 40% weniger auskommt, als wenn alle Länder einzeln als Strominseln betrachtet werden.

        1. Florian Blümm

          Ich empfand GuD-Kraftwerke für Grüngas-Backup vor Kurzem ebenfalls als Unsinn. Vor nem Monat erst habe mich aber von der Gegenseite überzeugen lassen. Wenn du mal bedenkst, wie sauteuer das grüne Gas ist, macht es einen großen Unterschied, ob du 35% Wirkungsgrad hast oder 60%. Das amortisiert sich selbst bei nur wenigen Wochen Einsatz im Jahr

          Mir ist bewusst, dass der überregionale Austausch von Strom sehr sinnvoll sein kann, gerade in Ausnahmesituationen. Das ist aber keine Versicherung für den Ernstfall. Und wenn mir jemand weismachen will das würde die saisonale Speicherung lösen oder signifikant einfacher machen, dann muss ich vehement widersprechen.

          1. Heiko Gerhauser

            https://www.nsenergybusiness.com/features/combined-cycle-power-plant/

            Große Gasmotoren haben in Großbritannien bei den Capacity Market Auktionen gut abgeräumt und GuD ist da so gut wie leer ausgegangen. Die haben aber auch einen großen Grundstock an Erdgas GuD. Was über bestehende GuD in GB zugebaut werden würde, würde sehr niedrige Volllaststunden fahren, im Artikel wird ein Kraftwerk erwähnt, welches auf 150 Stunden im Jahr kommt, also weniger als 7*24 Stunden (eine Woche).

            Die großen Gasmotoren sollen 45% Wirkungsgrad schaffen, das ist zwar immer noch weniger als 60% aber es sind auch nicht 35%.

            Pro kW gerechnet spart man bei 10 Cent pro kWh Erdgas/Bioethan/Synthesemethan/Wasserstoff über 150 Stunden dann 333-250=83 kWh=8,3 Euro, das ist zu wenig um die Preisdifferenz pro kW zum GuD zu rechtfertigen.

            10 Cent hatten wir letztes Jahr, im Moment sind es noch etwas über 6 Cent Börsenpreis für Erdgas, vor zwei Jahren waren es noch 1,5 Cent.

            Die Kosten für Biomethan kannst Du grob zurückrechnen über 20 Cent Einspeisevergütung und 40% Wirkungsgrad, da darf dann Biogas nicht mehr als 8 Cent kosten, selbst wenn die Biogasmotoren umsonst sind. Noch etwas für das Upgrading zu Biomethan drauf und Du landest bei 10 Cent.

            Wenn Du grob die Dunkeflaute visualisierst mit GW gegen Zeit komst Du auf so etwas wie 10 GW für 2 Monate, 15 GW für 2 Wochen, 20 GW für 1 Woche und 45 GW für einen Tag. Für die 15 GW, die man mindestens für 2 Wochen hat, kann man dann GuD nehmen, die Spitzen dadrüber hinaus sollte es was günstigeres sein, wobei die Abwägung zwischen Motoren und Gasturbinen komplex ist. Wie Du dem Artikel entnehmen kannst, gab es in GB Sondereffekte aufgrund günstigerer Genehmigungsverfahren für Motoren und es hängt auch davon, wie sehr die Kraftwerke für schnelle Lastwechsel und schnellen Heiß- und Kaltstart belohnt werden. Bei letzterem denke ich, dass Batterien zum Einsatz kommen werden, da man die für PV sowieso braucht und wenn die dann sowieso stehen, können die auch das schnelle Ausregeln übernehmen und man muss da nicht Kraftwerke unnötig belasten, die für den sehr schnellen Lastwechsel mehr Verschleiß haben als Batterien.

          2. Florian Blümm

            Erdgas ist selbst heute noch billig verglichen mit grünem H2.

            Und Biogas reicht nicht annähernd, soll außerdem in der Prozesswärme verwendet werden.

  37. Stefan Hilchenborn

    Florian: “das bedeutet bei 60 Jahren Laufzeit und 90% Kapazitätsfaktor, dass die Turbinenhalle eines EPR 30 Milliarden (!) Euro kostet!”

    Ja, ich denke, das kommt hin. Allerdings ist das nicht nur die Turbinenhalle, sondern alles, was ich oben eingesetzt hab. Und ist noch nicht mal viel, wenn man die ganzen Anlagenteile über 60 Jahre mit Personal, Wartung, Reparaturen und Ersatzteilen bespaßen muss. Inflation gibts ja auch noch.

    90% ist wiederum ein feuchter Wunschtraum von Dir. Das geht nämlich nur, wenn die Revision immer perfekt in vier Wochen klappt und wir den Atomkraftwerken weiterhin permanenten Einspeisevorrang einräumen. Im Lastfolgebetrieb gehts dann eher wie in Frankreich aus: 70% (mit alle vier Augen zugedrückt bei der Kalkulation).

    Wie das europäische Stromnetz funktioniert erklär ich Dir nun das allerletzte mal: Ja, unsere Exporte gehen nur zu den Nachbarn. Und deren Exporte zu deren Nachbarn. Und dann von Spanien nach Portugal. Und neuerdings sogar bis Marokko. Ich weiß nicht, warum es nicht in deinen Betonschädel will, daß damit Energie von Marokko bis Deutschland übertragen werden kann? Natürlich in den Grenzen der Kuppelstellen, aber das ändert nichts am Prinzip.

    1. Heiko Gerhauser

      Man sieht das schön beim dänischen Netzbetreiber:
      https://en.energinet.dk/

      Da wird gerade diese Minute fleißig aus Deutschland Windstrom importiert, knapp unter 3 GW. Das, plus nochmal 1 GW an selbst produziertem Windstrom wird, komplett weitergereicht nach Skandinavien und in die Niederlande.

      http://driftsdata.statnett.no/Web/map/snpscustom

      Deutschland exportiert dann auch noch direkt nach Schweden und Norwegen, sind nochmal etwa 2 GW an Windstrom.

      Zusammen werden also gerade etwa 5 GW nach Skandinavien exportiert. Da werden dafür Speicherwasserkrafterke runtergefahren und die Wasserreserven werden geschont.

      Nächste Woche werden wir kälteres und weniger windiges Wetter haben. Da wird aller Wahrscheinlichkeit nach der Fluss zeitweise sich umkehren und das jetzt eingesparte Speicherwasser genutzt werden, um Strom zu erzeugen, der dann wieder nach Deutschland fließt.

    2. Florian Blümm

      Du behauptest also die Turbinenhalle kostet 30 Mrd. Euro, während das komplette Kernkraftwerk 19,1 Milliarden Euro kostet – 3/4 davon wegen der jahrelangen Verzögerungen. Sorry, aber wenn das nicht absurd ist, was dann?

      Betriebskosten und Wartungen gehen extra und sind für das gesamte Kraftwerk inklusive nuklearem Teil im Bereich von 1 Ct/kWh ohne Brennstoff.

      Ob du 90% oder 85% ansetzt macht bei den Größenordnungen null Unterschied. Frankreich hat sich bewusst entschieden deutlich mehr nukleare Kapazität zu bauen als Grundlast nachgefragt wird. Dadurch sinken die Volllaststunden. Würde ich für Deutschland nicht empfehlen oder nur wenn man sich der niedrigeren Auslastung bewusst ist.

      Ja du kannst eine oder zwei Hand voll Gigawatt Leistung über lange Strecken übertragen. Wenn du in Mitteleuropa aber 200+ GW Last hast, ist das ein Tropfen auf dem heißen Stein.

  38. Stefan Hilchenborn

    Florian: “Ja du kannst eine oder zwei Hand voll Gigawatt Leistung über lange Strecken übertragen.”

    Ok. Verhandlungsangebot akzeptiert. Nun reden wir nur noch über benötigte Strommengen. Wann genau sollen in Mitteleuropa 200 GW+ fehlen? für wie lange? und warum?
    übernächsten Sonntag (22. Jan) kommt ja wieder deine geliebte Dunkelflaute. Aber, ach wie ärgerlich – Über Irland und Schottland pfeift ein Stürmchen nach Norwegen, in Frankreich brüllt der Mistral, in Kroatien tobt die Bora, Schweden und Polen haben ne steife Brise aus Südost und Italien bastelt an einem kleinen Sturmtief im Süden. Wird wieder nix mit deinem gewünschten Blackout.

    https://www.windy.com/?100m,2023012312,45.429,12.437,5
    Derweil unsere Atomflotte bei 2.6 GW rumeiert.
    —–
    Ich weiß nicht, was Du mit deiner Turbinenhalle immer hast, das ist doch eine unsinnige Verkürzung. Ich rede ausdrücklich von Dampfererzeuger, Turbinen, Generatoren, Kondensatoren, Kühlsystem (ggf. + Kühltürme), Steuerungstechnik, Trafo und allem was ein thermisches Kraftwerk eben so braucht. Bis hin zu redundanter Auslegung und Sicherheitsreserven. Und natürlich die Strommengen, die ein thermisches Kraftwerk selbst verfrisst, insbesondere bei den nuklearen Revisionen (Größenordnung zig MW über Wochen).
    Nein ich behaupte nicht “die Turbinenhalle kostet 30 Mrd. Euro”. Der Bau und Betrieb von Allem, jenseits des Primärkreislaufes generiert die 4 ct/kWh. Betriebskosten und Wartungen gehen nicht extra, die sind Teil des LCOE. Wenn meine Größenordnung nicht stimmen würde, dann müsste man ja bei Hinkley Point C mehr als 5-8 ct/kWh auf den nuklearen Teil abwälzen – und dann kostet die nukleare Wärmeerzeugung mehr als Kohle verbrennen.
    Egal, wie man es dreht – es ist ökonomischer Unsinn und das haben alle Geldgeber auch schon vor über 10 Jahren erkannt (siehe den Verweis auf Citibank oben)

    1. Florian Blümm

      200 GW ist noch sehr sehr tiefgestapelt. Allein Deutschland hat 70+ GW Spitzenlast. Und das ist noch ohne zukünftige Sektorkopplung.

      Du behauptest ein Bestandteil des AKW wäre teurer als das AKW. Tut mir Leid, wenn ich das absurd finde…

  39. Stefan Hilchenborn

    Du behauptest, der Strompreis bei Atomkraftwerken muss nur den Bau finanzieren. Danach läuft das dann kostenlos mit Feen-Staub, oder wie?
    Das ist nicht nur ein kleines bisschen sondern total absurd.
    Hinkley Point C ist so angelegt, das es fast 90 Mrd EUR über seine Lebenszeit einspielen soll. Der größte Kostenblock ist also definitiv NICHT in den Baukosten abgebildet. Und so wird auch Flamanville bis ans Ende seiner Lebenszeit – wenn es denn jemals zum Leben erwacht – Kosten von 80 – 90 Mrd haben. Und genau darin stecken dann auch die 4 ct/kWh = 30 Mrd EUR. Nicht in den 19 Mrd für den Bau.
    Meister, mein Respekt für deine Überzeugungskraft sinkt immer mehr. Das wird auch nicht besser, wenn Du weiter Fantasiezahlen wie 200 GW in die Diskussion wirfst, die du dir einfach mal aus der hohlen Hand rubbelst.

    Letzte Nachricht von der Baustelle. Es dauert länger und wird teurer:
    https://www.bbc.com/news/uk-england-somerset-55823575

    Und ist das hier eigentlich ein Toter der Atomkraft?
    https://www.bbc.com/news/uk-england-somerset-63616806
    Oder zählt der nicht, weil Arbeitsunfälle zählen nur bei PV, weil sonst gibts da ja Null Tote?

    1. Florian Blümm

      Natürlich muss der Strompreis auch die Betriebskosten finanzieren, aber die sind das kleinere Übel.

      “Hinkley Point C ist so angelegt, das es fast 90 Mrd EUR über seine Lebenszeit einspielen soll.”
      Einspielen? Reden wir jetzt von Kosten oder Umsatz?

      Klar zählen Arbeitsunfälle. Sonst gäbe es ja nur bei Fossilen und der Wasserkraft überhaupt Todesfälle. Ich hab nen ganzen Artikel zu Todesfolgen von Energiequellen.

  40. Stefan Hilchenborn

    Ah ja, nun kommst du ja wieder auf die Verhandlungsebene. Der Strompreis muss die Betriebskosten finanzieren. Und die Finanzierungskosten. Und die Inflation (speziell bei Personal; Der Pförtner der heute für 1500 EUR da sitzt will im Jahr 2080 gerne 4500 EUR haben. Netto). Und die Entsorgungskosten. Und die Rückbaukosten. Und natürlich die Rendite, wir leben im Kapitalismus, ohne Rendite kein Invest, kein Atomkraftwerk. Ob das bei Hinkley Pont C nun Umsatz oder Kosten sind, ist doch völlig egal. Der Strompreis wurde auf Basis der 90 Mrd kalkuliert und so zahlt der Stromkunde eben 4 ct/kWh für die Turbinenhalle. Bei jedem thermischen Kraftwerk, die rechnen alle ähnlich, sont machen sie es nicht. Oder den Gewinn daraus, macht für mich keinen Unterschied, ich wohne zur Miete und besitze kein Kraftwerk. Und keine Uranmine.

    Mein Balkonkraftwerk (ach, ich besitze doch ein Kraftwerk!) wird ab 2025 völlig kostenlosen Strom für mich produzieren. Hat nämlich nur 300 EUR gekostet. Und es skaliert ganz wunderbar auf den nationalen, kontinentalen und globalen Markt. Wenn ich das Solarpanel in 20 Jahren abbaue, hab ich damit 700 EUR Gewinn gemacht, ohne einen Finger zu krümmen. Und das kann kein Atomreaktor schlagen. Da mach ich nie Gewinn.


    Zu dem Arbeitsunfall: Ich fühl mich nicht wohl dabei, so was zu instrumentalisieren. Hinkley Point C hat aber damit schon den ersten (?) Todesfall, bevor überhaupt auch nur ein Watt Strom erzeugt wurde. Ich zweifle also die saubere Bilanz der Atomkraft erheblich an, die ja nun auch kein neues Argument ist. Da hilft dein Hochglanzartikel wenig.

Leave a Reply

This site uses Akismet to reduce spam. Learn how your comment data is processed.