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Fakten + Zahlen

Die Aufgabe der Stromversorgung im Netz:

Wir verbrauchen (produzieren) in Deutschland im Jahr rund 600 (660). Milliarden Kilowattstunden Strom. Dieser kam in 2017 ungefähr so zustande, im Wesentlichen aus Braunkohle, Kernenergie, Steinkohle, Gas und Fakepower, d.h. aus Sonne, Wind und Biogas. Inzwischen hat sich die Relation dramatisch verschoben: Auch wenn inzwischen Tage- und erst recht stundenweise der Fakepower-Anteil auf nominell 50% des Inlandverbrauchs steigt, sind die Netzbetreiber weiterhin bestrebt, die sogenannte 45% Dampfkraftwerkregel zu praktizieren.
Also gibt es mehr "Export", d.h. Abfluss des überflüssigen Stromes in benachbarte Regelzonen, aber u.U. sogar parallel oder Zeitversetzt bei Dunkelflaute Import aus anderen Regelzonen oder das Hochfahren von Dampfkraftwerken, wodurch gleichzeitig der Abfluss bewirkt wird, nur um hinreichend sogenannten Regelstrom oder Sicherheit für den Fall "n-1" - eine große Stromnetzt-Komponente fällt aus - verfügbar zu haben.
Letztlich stört dieser Fakepower Strom nur den geordneten und sichern Stromversorgungsbetrieb:
Siehe auch unten beim Dreistern

Das ändert sich nis 2022 stärker, weil der Kernkraftbereich wegfällt, und bis 2030 dramatisch, weil dann wohl der Braunkohlebereich, die einzig sichere heimische Energiequelle wegfällt.
Voltaik und Wind werden das Volumen weiter steigern und damit die Netzbelastung erhöhen.
Bis heute, 2017 hat sich der Anteil der sogenannten erneuerbaren (EE), d.h. Wind-, Voltaik-, und Biogasstrom auf einen Jahresanteil von 24,5% erhöht, wobei allerdings auch zusätzlich ein Anteil von rund 55 TWh (im Jahressaldo) ins Ausland in die Netze der Nachbarländer rein physikalisch bedingt abfließt (die Nachbarländer sind dabei, diesen Abfluß durch sogenannte Querregler zu unterbinden bzw. für die Aufnahme dieses Stromes ein gesichertes reguläres Entgelt zu erhalten, was heute nur bedingt gelingt.
Der Anteil der Kernenergie ist inzwischen unter 15% im Jahressaldo gesunken und wird bis 2022 wegen des Abschaltbeschlusses auf Null zurückgehen.

Entscheidend ist jedoch nicht, was geliefert wird, sondern dass das Netz funktioniert, was man am besten am Dreistern Spannung, Frequenz und Phasensynchronität festmachen kann. Hier gibt man im BDEW inzwischen offen zu, dass die Preisfestsetzung an der EEX ohne Koppelung mit Leistung (inkl. Blindleistung) eine fundamentale Schwäche des Strombörsen-Handelssystems ist.

Sobald dieser Dreistern nicht steht, bricht das Netz zusammen. Und diese Stabilität wird ausschließlich von den großen Generatoren bei Kernkraft, Braunkohle, Steinkohle und Wasserkraft sichergestellt. Alle anderen, und dazu zählen auch insbesondere die neuen Gas-Kraftwerke, Wind- und Voltaik sowieso, sind praktisch Schmarotzer, die einfach über den Stromzähler (beim Verbraucher, oder bei EEG-Strom beim Produzenten), der sich nur wegen dem stehenden Dreistern drehen kann, abkassieren können.

Jetzt wird klar, warum unsere These begründet ist, dass das Geschäft heute gesteuert wird von Laien, Ignoranten, Narren, Phantasten, Ideologen und Energiewende-Gewinnlern

Hier sehen wir, wie sich das im Lauf der Jahre entwickelt hat bei Wind und Voltaik. Die Grünen Zellen stellen für uns Verbraucher sehr günstige Zahlen dar, die roten ganz schlechte. Hier wird natürlich der Dreisatz klar:
nachts scheint keine Sonne,
meistens passt der Wind nicht,
(Wechsel-)Strom kann man nicht speichern.
Mit diesem "Dreisatz" hat man die Themen Voltaik und Windstrom vollständig behandelt – es mag sein, dass die Botschaft nicht direkt eingängig ist.
Der Zähler an den Anlagen sagt natürlich was anderes, nämlich die Inhalte der folgenden Tabellen. Aber neben dem EEG-Anteil zahlt der Verbraucher nur den tatsächlich an seinem
Zähler angezeigten Strom. Und da kommt dieser gar nicht erst an. Siehe hier

Wir mussten die Monatsstatistiken 2012 einstellen, weil seitdem die Zahlen der 4 Regelzonenbetreiber nicht mehr das gesamte Datenmaterial enthielten und damit die Summen nicht mehr konsistent zu den Zahlen von destatis und BMWi waren. Die eigentliche Aussagen der beiden Tabellen Volatilität und Winter/Sommer-Abweichung (blau und rot) bleiben aber unverändert gültig, denn Wind und Wetter ändern sich sondern nur die Anlagen-Anzahl, was lediglich eine Forcierung der Problematik bedeutet.

Windstrom

Monatsstatistik WindStrom D					2007	-	2012			Millionen kWh
	Jan	Feb	Mär	Apr	Mai	Jun	Jul	Aug	Sep	Okt	Nov	Dez	Kum	mio EUR
2007	7.790	3.233	3.987	2.492	2.380	1.848	3.016	1.948	3.043	1.596	3.700	3.600	38.633	3.509
2008	6.273	4.366	5.532	2.026	1.648	2.033	2.256	2.881	2.131	3.544	4.385	4.884	41.959	3.561
2009	3.176	3.201	3.757	2.773	2.955	2.762	2.579	1.985	2.673	3.580	5.404	3.296	38.141	3.395
2010	3.710	3.386	4.240	2.520	2.485	1.730	1.584	2.391	2.844	3.711	3.775	3.606	35.982	3.202
2011	3.700	4.650	3.150	3.550	3.100	2.550	3.700	2.402	3.950	4.050	3.000	8.550	46.352	4.300
2012	7.037	4.582	4.020	3.391	2.893	2.890	2.800	2.290	3.110	3.750	4.060	5.850	46.673	4.500

Inkl. Offshore, EUR-Beträge mit Ungenauigkeit, direkt vermarkteter Windstrom enthalten
rot = hoher Wert im Jahresverlauf, blau = windschwacher Monat
Achtung: wegen Leistungszuwachs in der Zeit Absolut-Vergleich nach Jahren nicht sinnvoll
Da sich der Wind sicher nicht ändert in seinem Verhalten, wird die Statistik ab 2013 nicht mehr fortgeführt, insbesondere allerdings, weil die Daten seitens der Netzbetreiber nicht mehr vollständig zur Verfügung stehen. Dieses gilt für Voltaik ebenfalls. Ab 2019 wird die BNetzA ein Portal über die EEG-Anlagen eröffnen. Dann wird wieder eine Statistik möglich sein.

Voltaik

Monatsstatistik VoltaikStrom D					2011	-	2012			mio kWh
	Jan	Feb	Mär	Apr	Mai	Jun	Jul	Aug	Sep	Okt	Nov	Dez	Kum	mio EUR
2011	232	967	1.666	1.975	2.257	2.078	1.745	2.166	3.000	1.535	825	350	18.796	7.800
2012	543	1.064	2.303	2.644	4.171	3.680	3.730	3.830	2.890	1.780	770	440	27.845	10.303

Die Extremwerte rot sind natürlich heute viel höher wegen des weiterhin galoppierenden Zubaus, aber die blauen Minima bleiben natürlich da.

Strom - Kosten 2000, 2017, 2030			Eigene Hochrechnung
Jahr	2000	2017	2030 (9)	2030 (11)
Verbrauch Inland	600	600	600	600
Anteil konv. Inkl. Hydro	600	458	300	300
Prod-Kosten konvent.	22	20,6	27,0	33,0
Kap. Onshore	<2	50,3	86,3	86,3
Kap. Offshore	0	5,4	18,8	18,8
Kap. Voltaik	<1	50,9	71,0	71,0
Kap. Biogas	<1	4,6	8,6	8,6
Menge Fakepower inkl. Exp.	<1	192	401	401
Kosten Fakepower	<3	29,6	39,3	39,3
EEG Kosten	<1	23,9	7,7	0,7
Gesamt-Kosten-Erz.	22,0	52,2	63,0	69,0
Abgaben linear extrapol.	18,0	28,2	32,3	32,3
Netz inkl. Batterie exp.(*)	36,0	45,0	81,0	81,0
Gesamtkosten Strom	76,0	125,4	176,3	182,3
(*) hohe Unsicherheit wegen Speicher u. Overhead, Werte in Mrd. EUR, Mengen in TWh, Kapazität in GW

Strom kann man nicht speichern

Wind- und Voltaik-Strom haben die zentralen Defizite:
- viel zu teuer in der Herstellung
- mangelnde Netzstabilisierungsfunktion bei Verbrauchs-/Einspeiseschwankungen

- Verbrauchsort-Ferne Produktion (dezentral heisst ja nicht, dass man an der richtigen Stelle ist)

- keine Verbrauchsgerechte Produktions-Möglichkeit

(im angloamerikanische Bereich hat sich dafür der Begriff Fakepower etabliert)
Nun forscht man seit vielen Jahrzehnten an den Speichermöglichkeiten für Strom und alle bisherigen Ansätze haben sich als erfolglos erwiesen,
- Batteriespeicher
Neben den privat betriebenen Speichern für Voltaik, von denen es Mitte 2ß18 lt. BNetzA rund 9.000 gab, entstehen derzeit verstärkt Batteriespeicher
für die primäre Regelleistung (PRL). Damit will man vordergründig das "Problem" (aus Sicht der Fakepower-Freaks) 45% Dampfkraftwerk-Regel angehen.
Allerdings stehen diese 45% nicht nur für Primärregelleistung sondern auch für n-1 (Ausfall einen großen Komponente) sowie letztlich von der Kapazität
her für die Sekundärregelleistung und ach für die Dunkelflaute. Und da sind wir in einer völlig anderen Größenordnung:
Grundsätzlich sollten wir uns bewusst sein, dass der Blei-Akkus sich immer noch mehr oder weniger auf dem Stand wie vor 100 Jahren befindet, und dass
das Problem Dunkelflaute mit Batterien nicht angegangen werden kann. Wollten wir Deutschland nur einen Tag mit Batteriestrom versorgen, müssten
wir eine Kette dieser Bleiakkus 1x um die Welt spannen.

Das Ganze wäre ein unglaubliche finanzielle Belastung:
Wir gehen von 500 möglichen Ladezyklen bei Bleiakkus (2.000 bei LIPO) aus für den Bedarfsfall Dunkelflaute (nicht PRL, wo Zyklenzahl bei LIPO deutlich höher liegt).
Damit kostet die Batterieeinspeicherung einer kWh > 15 Ct. Um diesen Betrag erhöhen sich also die Kosten einer kWh, egal wie erzeugt. Würde man also
die Braunkohle-kWh (zu 1,5 Ct. Brennstoffkosten) zunächst in Batterie speichern und sie dann ins Netz geben, würden die Tages-Proportional-Kosten
(für die 1,64 TWh Tages-Durchschnittsbedarf bei 500 p.a.) von rund 25 Millionen Euro auf mehr als 270 Millionen Euro steigen.
Nehmen wir nun in einem idealisierten Modell einfach mal an, wir hätten jeden zweiten Tag Dunkelflaute (und der Tag dazwischen würde reichen, die Batterien wieder
zu füllen) wären die Jahreskosten für die Batteriespeicherung allein 50 Milliarden Euro. Tatsächlich jedoch, kann niemand sagen, dass die winterliche Dunkelflaute (mit
minimaler Voltaik-Einspeisung) nach drei Wochen (oder irgend einer anderen Zeit) zu ende ist.
Insofern stellt die Nutzung der Batterietechnik für PRL einen volkswirtschaftlichen Trojaner dar: Sie scheint zunächst durchaus wirtschaftlich und sogar technologisch im Vorteil
gegenüber PRL aus einem Dampfkraftwerk. Dabei wird aber ausser Acht gelassen, dass der Deckungsbeitrag aus PRL-Erlös praktisch 100% ist, da praktisch keine Proportional-Kosten
dem gegenüber stehen – was beim Batteriespeicher völlig anders ist. Insgesamt sind also in einer Ergebnis-Betrachtung eines Dampfkraftwerkes mit den Sparten Strom-Verkauf, PRL, SRL
(Sekundärregelleistung, bezahlt nach Arbeit) die Kosten erheblich niedriger als die bei Erbringung dieser Leistungen durch spezifische Technologien (Batteriespeicher, GuD)

Tatsächlich kommen mehrmals pro Jahr neue Ideen, die aber allesamt schnell wieder in der Versenkung verschwinden.
Zu den Dauerbrennern Druckluftspeicher, Power 2 Gas und Pumpspeicherwerk (Lassen wir mal einen Transport nach Norwegen als aberwitzig aussen vor)
hier ein paar Größenordnungen:

-Druckluftspeicher
existieren noch nicht real sondern sind ein Trick: Man erhitzt die vorher komprimierte Druckluft mit einem Gasbrenner.
Fast die gleiche Leistung würde man erzielen, wenn man mit dem Gas ein GUD-Kraftwerk betreiben und den ganzen anderen Mumpitz aussen vor lassen würde.

-Power 2 Gas
Darunter versteht man die Umwandlung von überflüssigem Wind- und Voltaik-Strom per Elektrolyse über H2 nach CH4 (Methan) um dieses dann in das Gas-Netz einzuschleusen.
(Stillschweigend wird hier fälschlicherweise unterstellt, dass man das Netz nicht nur für den Transport sondern auch für die Speicherung von Energie (als Gas) nutzt).
Schauen wir uns Wirkungsgrad und Kosten der Umwandlung an: Ausgangspunkt ist der (preisgünstigere) Windstrom.

Reden wir von dem Szenario 1: Es gibt keinen Abnahmezwang mehr (!!!!!) und der Anlagenbetreiber wird seinen Strom nicht los wegen Überschüssigkeit.
Nehmen wir im günstigsten Fall also nur die variablen Kosten (Wartung, ca. 2Ct./kWh).
-- Wirkungsgrad Elektrolyse + Methanisierung: 65%

-- Abschreibung auf Anlagen - variabler Nutzungsgrad, da Stillstand bei Windstille und wenn Bedarf im Netz 8 Ct./kWh (50% von Gaskraftwerk x4 wegen Nutzungsgrad)

-- Kosten für Speicherung (der darf ja nicht einfach in die Pipelines gedrückt werden) 2 Cent/kWh (fiktiver Wert).
Jetzt habe ich verbrennbares Methan, dass ich ansonsten von Putin für 3,5 Cent für den GuD-Betrieb bekäme, kostet mich zwischen 12 - 15 Cent, nehmen wir 13 Cent an.

-- Wirkungsgrad GuD-Anlage 65%macht einen Strompreis von 20 Cent, verglichen mit 4,5 Cent aus einem Kohlekraftwerk, ausserdem der Hinweis für die Klimaretter, es wird weiterhin CO2 freigesetzt.

Szenario 2 Abnahmezwang (Ist): dann gilt statt 2 Cent oben 8/20 Cent (Onshore/Offshore), also 41/51 Cent

- Pumpspeicher

Würde man eine 2-Wöchige Flaute mit einem Pumpspeicher überbrücken wollen, müsste man die Deutsche Kapazität um das 500 (!!)-fache erhöhen.
Der Strom aus diesem Pumpspeicher würde sicher mehr als 1 Euro kosten, wenn man die Gestehungskosten berücksichtigen würde.
Dass allerdings neuerdings verstärkt Planungen für Pumpspeicherwerke vorgenommen werden (Beispiel Höxter in NRW) resultiert aus dem EEG:

Zunächst wird an der Börse der Strompreis bei einem Überangebot durch Wind- oder Voltaik-Stzrom gedrückt (Bezahlt wird dieser Strom über das EEG ,mit den bekannten exorbitant hohen EEG-Tarifen.
Dieser somit künstlich an der Börse verbilligte Strom wird nun genutzt, Wasser den Berg hinauf zu pumpen.
Bei Flaute und Dunkelheit wird nun daraus Strom gemacht und zu wiederum exorbitanten Preisen über die Börse an den Endkunden bezahlt, der den Strom also 2x bezahlt,
einmal über die EEG-Umlage und dann noch mal, wenn er als Verbrauchsstrom aus dem Pumpspeicherstrom über seinen Zähler läuft.

Abschließend sei noch die Entstehungsgeschichte der Pumpspeicherwerke erwähnt:
In der Frühzeit der Kohlekraftwerke wurde die Kohle per Lore in den Brennkessel gekippt. Und wenn sie brannte, dann brannte sie.
Man konnte zwar mit den Luftklappen und später mit den Sauerstoffgebläsen die Abbrandgeschwindigkeit zu einem gewissen Anteil reduzieren, aber es entstanden dann Verklumpungen und Abgas-Nebeneffekte.
Also ging man einfach hin, und ließ die Brennkessel mit optimaler Leistung weiterlaufen und verwendete den Strom, um in neu extra zu diesem Zweck gebaute Pumpspeicherwerke das Wasser für die Hydro-Turbinen hoch zu pumpen.
Da die Strom-Verbrauchskurven überwiegend tagesorientiert sind, legte man die Vorratsbecken überwiegend auf acht Stunden an. Damit konnte man dann sehr gut Bedarfsspitzen während des Tages abfangen.
Mit Einführung der Kohle-Staubverbrennung bereits vor etlichen Jahrzehnten wurden damit diese Verfahren überflüssig, denn eine Kohlestaubverbrennung kann man spontan stoppen wie die von Gas.
Natürlich hat man noch die Nachwärme-Energie.

Dass man auch für Kernkraftstrom wegen mangelnder Regelungsfähigkeit die Pumpspeicherwerke nutzt, ist eines der diskreditierenden Falsch-Argumente der Kernkraft-Gegner.
Kernkraftwerke haben innerhalb großer Leistungsbereiche eine viel bessere Anpassungsgeschwindigkeit (60-80 MW/Minute) als moderne Kohlekraftwerke (20MW/Minute).
Allerdings sind KK-Neubauten zumindest westlicher Technik auf Basis der heutigen Standard-Technologie Druckwasser nicht mehr konkurrenzfähig gegenüber Kohle und Gas.

Nochmal: Es ist absolut keine Lösung für das Speicherproblem abzusehen.

Auch die neuesten Zauberkunststücke der Energiewender
V2H ~ Vehicle (power) to Home ~ der Autobatterie Strom abzwacken für die Verwendung im Haus
V2G ~ Vehicle (power) to Grid ~ Autobatterie Strom nutzen für die Netzstabilisierung (hauptsächlich Regelstrom)
BDM / BDLM ~ bidirectionales Lademanagement von E-Car-Batterien ~ Weiterentwicklung von V2G
Diese Verfahren sind theoretisch funktionsfähig, in der Praxis jedoch nicht verwendbar mit nennenswerten Mengenanteilen

Wertlos, nein - negativer Wert: minus 23 Ct./kWh ist die volkswirtschaftliche (monetäre) Werthaltigkeit von Fakepower!
Ist Fakepower gegenüber Kraftwerkstrom in einer volkswirtschaftlichen Nutzenbetrachtung wettbewerbsfähig oder geht es hier um reines Preisdumping mit wertlosen Fakes? Immer wieder ergeben sich fruchtlose Diskussionen um den Wert des Fakepower-Stromes mit den Protagonisten: Apfel mit Birne-Vergleich:
Fakepower-kWh und konventionelle kWh sind nicht vergleichbar.
Jedes konventionelle Kraftwerk liefert neben der eigentlichen Arbeit (Energie, in kWh) (kostenlose Momentan-) Regelenergie, die noch vorrangig zur PRL (Primärregelleistung) das Netz stabil hält.
Und es liefert die kWh - die vom Verbraucher benötigte Arbeit genau dann, wenn man sie benötigt im Gegensatz zu Fakepower. Es ist deshalb bewusst irreführend und die Fakepower aufwertend, wenn man z.B. vergleichende Betrachtungen von Fakepower-Mengen und konventionellen kWh anstellt.
Es ist sehr bedauerlich, dass unsere Freunde aus der Technik-Ecke diese Vergleichszahlen unreflektiert übernehmen und damit der Wertigkeit der Fakepower Vorschub leisten. Noch schlimmer ist natürlich, dass man in diesen Vergleichen nicht Eigen-Verbrauch in Relationen verwendet, sondern gleich noch ins Ausland weggedrückten Fakepower-Strom im Prozentanteil berücksichtigt (kumulativer Export-Anteil ist grundsätzlich bei Fakepower abzuziehen.)

Betrachten wir das also jetzt aus der kostenmäßigen (monetären) Sicht des gesamten deutschen Strombetriebes (2000 versus 2020):

Der volkswirtschaftliche Gesamt-Aufwand (der in einer reinen Kostenbetrachtung möglichst niedrig sein sollte – also kein Ameiseneffekt) für den Stromnetzbetrieb mit der vollständigen Stromversorgung betrug im Jahr 2000, dem Beginn der Fakepower-Verwendung in großem Stil induziert durch das EEG, 41 Milliarden EUR bei einem Verbrauch (Endverbraucher ohne Netz-Verbrauch und Kraftwerk-intern) rund 500 TWh, wobei der Anteil der eigentlichen Strom-Erzeugung (in den Kraftwerken, Fixkosten + Brennstoffkosten + sonstige proportionale) bei 20,7 Mrd. EUR lag.

Bis zum Jahr 2020 hat sich der Verbrauch nur unwesentlich auf 530 TWh erhöht und auch die Brennstoffkosten blieben bezogen auf die HU-Werte (Brenn-) unverändert. Obwohl im Jahr 2020 bereits 230 TWh Fakepower erzeugt wurde, wurden bei einer Kraftwerkstrom-Menge von 390 TWh (inkl. Netz-; intern) an Kosten noch 27,3 Mrd. EUR aufgewendet (eigentlich hätten die zurückgehen müssen). Die Steigerung um 6,6 Mrd. trotz sinkender Erzeugung resultierte aus den erhöhten Abschreibungen für ca. 20GW neue Kohle-Kraftwerke, gebaut wegen des Atom-Ausstiegs, den CO2-Abgaben für die Kohle- und Gasverfeuerung und erhöhten Wartungs-Aufwendungen wegen des stark erhöhten Lastwechsels wegen der Volatilität der Fakepower und wegen deren mangelnder Regelstromfähigkeit.

Die volkswirtschaftlichen Gesamtkosten stiegen bis 2020 auf einen Betrag von 104,9 Mrd. EUR, also um 57,3 Mrd. EUR unter Außerachtlassung der Mehrkosten im Kraftwerks-Erzeugungsbereich.

Inflationierung ist hier zu vernachlässigen, auch weltweit sind (nicht mengenrelevante Kernkraftstrom-Effekte mal aussen vor) Strompreise konstant und nicht umsonst ist Deutschland jetzt Strompreisweltmeister.

Wie teilen sich diese 57,3 Mrd. EUR (Mehr-Kosten) nun auf? Der größte Block sind die Fakepower-Strom-Lieferentgelte (EEG), die rund 35 Mrd. EUR ausmachen. Der nächste größere Brocken von rund 5 Mrd. EUR sind die erhöhten Netzkosten für Strecken-Ausbau, Redispatch, und Lastabwurf. Und dann kommt der Kleinkram: KWKG-Umlage und Offshore-Netz. Dann kommt noch die Stromsteuer, die man auch der Fakepower anlasten kann, weil sie ja begründet wurde mit dem Spar-Anreiz, weil man Fakepower nicht immer bekommen kann.

Es ist also durchaus korrekt, diesen Gesamt-Kostenblock der Fakepower anzulasten, womit sich dann der theoretische Wert einer KWh Fakepower zu -25 Cent ergibt, verglichen mit einem Wert (=Kosten) von ca. +5 Ct. für eine KWh Kraftwerkstrom (Vollkosten).

Das wirkt betriebswirtschaftlich jetzt etwas unsinnig, ist aber richtig. Man kann das treffend so formulieren: Fakepower produzieren ist wie Geld verbrennen. 1 kWh Fakepower erzeugen entspricht 25 Cent verbrennen, einen Wert oder Nutzen hat die kWh nicht. Natürlich wird die kWh verbraucht; wenn die kWh nicht als Fakepower sondern als konventionelle kWh im (vorhandenen) Kraftwerk erzeugt würde, wären die Brennstoffkosten von ca. 2 Ct./kWh anzusetzen, so dass der negative Wert der Fakepower-kWh 23 Cent ist.

Damit wird auch die Aussage verständlich, dass der volkswirtschaftlich sinnvollste Betriebszustand der Fakepower-Anlagen der Stillstand ist. Dann bekommt der Besitzer zwar eine Ersatzzahlung (wenn Wind weht oder Sonne scheint) in Höhe von 95% der nicht getätigten Einspeisung, aber die sonstigen Verwerfungen im Netz entfallen (negative Börsenpreise, Lastabwurf-Kosten, etc.)

Hier noch etwas allgemeines Zahlenmaterial, das als Quelle verwendet wurde.:

Diese Werte fussen auf einem Szenario ohne EE, weil ansonsten die Auslastung von 8.000 h nicht erreichbar wäre.
Achten Sie bitte beim Vergleich mit Werten aus anderen Quellen auf die Vergleichbarkeit der Basis-Annahmen. Sogenannte social-costs, die rein fiktive Kosten bzw. Abgaben darstellen, sind ebenfalls nicht berücksichtigt.

E-Technik-Definitionen

Die Nomenklatur der Stromversorgung
Siehe aber auch unter Glossar nach Abkürzungen, um diese Begriffe dann z.B. bei Wikipedia im Detail erklärt zu bekommen - dort findet man häufig sehr gute technische Texte, aber auch Indoktrination, wenn es um Fakepower geht

45-Prozent-Dampfkraftwerk von Sturm Xavier 2017 erneut bestätigt)

Für eine stabile Netzbetriebssituation müssen permanent 45% (Faustformel) der anstehenden Leistung aus großen Synchrongeneratoren kommen (rotierende Massen).
Diese müssen außerdem in einem Leistungsbereich hoher Regelgeschwindigkeit arbeiten, der je nach Bauart und Typ bei 15 – 80% der Nennleistung liegt (*).
Sturm Xavier hat den Windmüllern volle Taschen gebracht und die Regel bestätigt.
Um 12.30 am 5.10.2017 war die anstehende Leistung in den vier deutschen Regelzonen:

36,8 GW Windkraft, Last 66 GW

Konventionelle Kapazität wurde der Last-Situation angemessen zur Netzsicherstellung geordert. Mit 49% hat man der Risikosituation des Sturms Rechnung getragen.
Daraus resultierte ein Leistungsfluss (Export) von 13,7 GW in ausländische Regelzonen für eine ausgeglichene Netzsituation.
Man schaltet also die EE-Erzeuger nicht ab, weil keine Gefahr im Verzuge ist, weil man wiederum den Strom über die Kuppelstellen ins Ausland schiebt.

Dampfkraftwerke sind unverzichtbar. Pumpspeicher sind ungeeignet, da sie im Reaktionsbereich bis 2 min nicht liefern können – es sei denn sie sind bereits in Betrieb (und dann natürlich schnell leer gelaufen)

Schnappschuss Gesamt-Deutschland um 12.30Uhr - 15min-Leistungsprofil der Regelzone Tennet

Tennet-Zahlen bestätigen erneut die Unzuverlässigkeit der Wind-Prognosen.
Die Agora-Behauptung des Kohlestrom-Exports ist schlicht unseriös

Stürme am 1. und 8. Januar zeigen ähnlich Dampfkraftwerkstrom-Anteile
um die 50% und Export-Anteil von Strom um die 20%






(Entsorgung von EE-Strom)
-- Was wäre, wenn diese Länder ebenfalls den deutschen EE-Leistungsanteil und Windstrom-Anteil hätten?
-- ganz einfache Problemlösung: Änderung des EEG Regelzonen-Betreiber verpflichtet werden, EEG-Anlagen in zur Preisstabilisierung
hinreichender Größenordnung abzuschalten und damit den Weg für die Ausfallzahlungen an die Anlagenbetreiber mandatorisch zu machen,
sobald der Phelix/EEX-Preis im Day-Ahead unter den gleitenden Durchschnitt der letzten 7 Tage fällt (derzeit ca. 37 EUR/MWh).
Damit wäre der Spuk zu Ende, das dem von den deutschen Verbrauchern über das EEG teuer bezahlten Nonsens-Strom aus Wind, Voltaik und Biogas
auch noch Zahlungen an die Nachbarstaaten hinter her geleistet werden, damit diese die Kuppelstellen an den Grenzen nicht abschalten.

Ausbaugrenze EE erreicht: Anteil > 35% im Jahressaldo
ohne Batteriegestützte Primärregelung bedeutet vermehrt Blackouts.

Bei der Momentanreserve für die ersten wenigen 100 Millisekunden sind zwei Funktionen essentiell:
a) rotierende Massen und b) Granersches Patent – seit 1930 im Einsatz:
Durch die Art der Erreger-Paketwicklung im Synchron-Generator in Verbindung mit Material und Anlage der Fe-Materialen ist der Generator darauf ausgerichtet,
im Kurzschlussfall hinreichend Wirkstrom zu liefern bzw. bei Spannungseinbruch unter in Kaufnahme erhöhten Drehgeschwindigkeitsverlustes eine sprunghafte Leistungssteigerung zu bewirken,
bis die Primärreserve greift. Ohne diese Funktion lässt sich ein Netz nicht stabil halten. Auch die dazu propagierte Smartgrid-Regelung löst das Problem nicht, weil sie den Fall n-1 nicht abfängt.
Batteriespeicher würden nur bei der PRL (Primär-Leistungsreserve, partielle Substitution der PRL durch Batterie/Elektronik machbar – s.o.) helfen, wenn man damit 45% sicherstellt.

Nach 30 sec müssten dann die Sekundärreserve greifen, die wiederum nur von Dampfkraftwerken erbracht werden kann.
In 2017 betrug der Jahressaldo FP-Anteil bezogen auf den Inland-Verbrauch gerade mal 24,5%; die von den Energiewendern genannten 33% beinhalten auch den Export-Anteil, der aber gerade zur Stabilisierung ins Ausland )

(*) Gas-Kraftwerke begrenzt geeignet - obwohl (überwiegend) Dampfkraftwerke , da sie für Dauerbetrieb wegen der hohen variablen Kosten (Faktor 3 gegenüber Kohle)
und insbesondere auch wegen der ungesicherten Gas-Verfügbarkeit nicht geeignet sind. So hat z.B. die US-Netzagentur FERC (in den USA ist Gas sehr viel preisgünstiger)
diesen Punkt explizit kaufmännisch geregelt.
Hydro (Fließwasser) begrenzt in geeigneten Regelzonen geeignet.

HGÜ - Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungstechnik (siehe auch bei Wikipedia)

Ein weiterer Meilenstein (auf dem Weg in das Stromchaos) der deutschen Energiewende – siehe Trassen-Gegner

Wikipedia stellt den Sachverhalt (bis auf Konsequenzen und Ausblick) gut dar https://de.wikipedia.org/wiki/Hochspannungs-Gleichstrom-%C3%9Cbertragung

HGÜ ist ein seit vielen Jahrzehnten bewährtes Verfahren, um

a) bei Kurzstrecken-Verbindungen 2 nicht synchronisierte Regelzonen zu verbinden
b) kontinuierlich verfügbare Erzeugungskapazität an Punkt A an weit entferntem Bedarfsort B zu nutzen
c) Seestrecken (wo man keine Freileitungen ziehen kann) zu überbrücken

Die Seiten von Wikipedia bringen nicht deutlich heraus, dass wir heute weltweit mit vermaschten Drehstrom-Regelzonen arbeiten, in die HGÜ-Strecken (immer Punkt-zu-Punkt-Verbindungen) nur mit sehr großem Aufwand integrierbar sind. Die Punkte a) und -c) stellen praktisch KO-Kriterien dar. B) findet stark in China Anwendung. Es ist auch nicht erkennbar oder absehbar, dass ein Übergang von einem vermaschten Drehstrom-Netz zu einem vermaschten HGÜ-Netz in anderen Ländern flächendeckend angegangen wird.

Die deutsche Südlink-Entwicklung passt in keinen dieser drei Bedarfsfälle, weil Fakepower-Strom nicht kontinuierlich verfügbar ist, und damit die Aufwendungen nicht zu rechtfertigen sind. Abgesehen davon ist die tatsächliche Kapazität von 4 GW letztlich bei weitem nicht ausreichend, weder für den geplanten Fakepower-Ausbau noch für die deutsche Bedarfssituation. Allein das Bild der gestrichelten blauen Trassen im roten Drehstromnetz (bei Trassen-Gegner) zeigt die Fremdkörper-Situation. Simple gesagt wären drei Drähte mehr mit etwas höherer Spannung an den vorhandenen oder durch etwas höhere ersetzten Masten in der Energiewende-Misere eine um viele Milliarden Euro preiswertere Lösung mit besserer Systemstabilität für das FP-Drama Energiewende.

Wieso man diesen zweiten Irrweg neben der Energiewende an sich beschreitet, ist nicht erkennbar. Die einzig naheliegende Erklärung ist, dass man dem Bürger Übertragungs-Technik als weitere Fata-Morgana einer Problemlösung "Weltklimarettung" vorgauckelt. Vielleicht ist aber auch einfach fehlende Fachkompetenz auf der politischen Ebene.