von Im kaiserlichen Österreich-Ungarn gab es das Sprichwort „Streiten um des Kaisers Bart“. Genauso sinnlos ist jegliche Diskussion über die Dunkelflaute, wenn man die Lage im Winterhalbjahr einfach mal ignoriert.
| Das Sommer Sonne Winter Wind Märchen |
Es war einmal eine Zeit, da dachten die Fans erneuerbarer Energie, dass es mehr Solarstrom im Sommer und mehr Windstrom im Winter gibt und dies sei die Lösung.
Dafür müsste man aber doppelt so viel kW Windenergieanlagen als Photovoltaik haben. Schon der Bestand ist statt 2 nur 0,72 kW Wind pro kW PV. Beim Neubau sind es nur 0,25 kW Wind pro kW PV.
Was wäre der Ertrag von 150 GW PV und 300 GW Wind in Deutschland? Zuerst muss mal die politische Durchsetzbarkeit und Machbarkeit in Frage gestellt werden. Dann muss berechnet werden, was der Ausbau von schlechteren Standorten und der Windschatteneffekt für Folgen hat.
Also wird man sehr massiv Power to X einsetzen müssen, um überschüssigen Solarstrom im Sommer im Winter nutzen zu können.
| Beispiel Koblenz |
Knapp nördlich vom 50° Nord soll es für die Simulation der Energiewende verwendet werden. Es wird angenommen, dass Deutschland 900 TWh netto Strombedarf haben wird. Da ist alles mit elektrischer Mobilität und Wärmepumpe, aber beträchtlich weniger Industrie. Wenn dieselbe technische Ausrüstung in Nordafrika Strom zu einem Drittel der Kosten produziert, ist es einfach unrealistisch, in Deutschland eine grüne Stahlindustrie für den Export anzunehmen.
Für die Simulation wird jeweils 1 Hektar energieoptimiertes Siedlungsgebiet betrachtet. Dieses hat 1,35 MW Photovoltaik. Dies wird dann entweder anteilig mit keiner, 68 kW, 135 kW oder 270 kW Windkraft ergänzt. Dieses Muster wird so oft genommen, dass 900 TWh/a erreicht werden. Dies ist dann der Multiplikator.
Die Simulation notiert für jedes Jahr die Differenz zwischen niedrigsten und höchsten Speicherfüllstand. Die höchste Differenz wird dann mit einem Sicherheitsaufschlag von 25% genommen.
Es wurde ein Einkaufspreis von 10 Cent/kWh Brennwert für Methan/Methanol angenommen. Als ich in einer der Simulation auf den niedrigsten Preis klickte, musste ich überrascht feststellen, dass hier beträchtlich zugekauft wurde.
| Szenario | kein Wind | 5% Wind | 10% Wind | 20% Wind |
| Photovoltaik kW | 1.352 | 1.352 | 1.352 | 1.352 |
| Windkraft kW | 0 | 68 | 135 | 270 |
| Netzanschluss kW | 80 | 80 | 135 | 270 |
| Akkus kWh | 3.000 | 3.000 | 3.000 | 3.000 |
| Power to kW | 80 | 80 | 80 | 90 |
| Chem. Speicher MWh | 218 | 215 | 210 | 326 |
| Import Heizwert MWh/a | 23 | 29 | 3 | 114 |
| Dauerlast kW | 60 | 70 | 80 | 110 |
| Investition k€ | 724 | 805 | 919 | 1.172 |
| Cent / kWh | 10,08 | 9,66 | 9,21 | 9,70 |
| Multiplikator 900 TWh | 1.712.329 | 1.467.410 | 1.284.247 | 993.998 |
| E-Siedlungen km² | 17.123 | 14.674 | 12.842 | 9.940 |
| Photovoltaik GW | 2.315 | 1.984 | 1.736 | 1.263 |
| Windkraft GW | 0 | 100 | 173 | 252 |
| Akkus GWh | 5.137 | 4.403 | 3.853 | 2.802 |
| Power to GW | 137 | 117 | 103 | 84 |
| Chem. Speicher TWh | 374 | 316 | 270 | 304 |
| Import Heizwert TWh/a | 40 | 42 | 4 | 107 |
| Investition Deutschland G€ | 1.239 | 1.182 | 1.180 | 1.094 |
| Das Raster der Simulation |
Die Last wurde in der Simulation in 10 kW Schritten erhöht, die Akkuausstattung in MW Schritten. Mit einem kleineren Raster wären die Ergebnisse präziser, bloß bestimmt nicht am Sonntag zum Newsletterversand fertig.
Wenn wir Österreich in einem 10 km Raster vermessen, dann wäre der höchste Punkt vielleicht nicht einmal 3000 m hoch, weil alle hohen Berggipfel irgendwo zwischen den Rasterpunkten unbeachtet sind. Mit 1 km Raster wäre der höchste Punkt wohl schon bei 3500 m.
Bei so einer Simulation geht es nicht, ob es mit 3,2 MWh Akku und 86 kW Power to Methanol bei 92 kW Last nicht um 0,02 Cent/kWh billiger gewesen wäre, sondern um das Ermitteln von Größenordnungen und das Ermitteln von Phänomenen. Eben zum Beispiel die Überraschung, dass bei einem der Szenarien der Einkauf von Methanol den Strompreis senkte.
| Schlechtere Standorte und Windschatteneffekt |
Schon im 20% Windkraft zu Photovoltaik ist der Ausbau von Windkraft recht extrem. Hier wurde mit 10% Ertragsminderung durch schlechtere Standorte und Wake-Effekt gerechnet. Sollte die Ertragsminderung höher ausfallen, könnte es zum teuersten Szenario werden.
| Nonsens Wasserstoff |
Deutschland hat 25 km³ unterirdischer Speicher. Unter 20% Füllstand ist die Entnahmegeschwindigkeit reduziert. Dies lernten wir heuer bei der Gasspeicherkrise Februar 2026. 20 km³ gut nutzbar sind bei Erdgas rund 200 TWh. Der Speicherbedarf in allen Szenarien ist aber deutlich höher. 300 TWh in Wasserstoff wären 96 km³ für die 80% leicht entnehmbar. Im gesamten 120 km³. Statt 25 km³ unterirdischer Speicher wegen eines höheren Speicherbedarfs und weil Wasserstoff 3,2 mal mehr Volumen erfordert gleich 120 km³? Das könnte glatt 400 Milliarden € kosten, bloß weil bei einigen Narren Wasserstoff kein Element, sondern ein religiöses Symbol ist.
Bei Methanol kosten die Tanks für 300 TWh unter 18 Milliarden €. Das ist schon ein sehr dramatischer Kostenunterschied. Noch billiger, ein Teil des Überschussstroms geht in Power to Methan und wird in den bestehenden unterirdischen Speichern gespeichert, der Rest geht in Power to Methanol und Tanks für 100 TWh sollten unter 6 Milliarden € kosten.
All das Gedönse über neue „bereit für Wasserstoff“ Gaskraftwerke ist Nonsens ohne jeglichen Bezug zur Realität.
- Gaskraftwerke müssen bereit für Wasserstoff sein. Blödsinn, weil die nötige Speicherkapazität für Wasserstoff viel zu teuer ist.
- Gaskraftwerke müssen für schnellen Lastwechsel ausgelegt sein. Blödsinn, weil genügend Akkus schnellen Lastwechsel überflüssig machen.
- Gaskraftwerke laufen nur wenige Hundert Stunden im Jahr, Auslegung auf hohen Wirkungsgrad durch Nutzung der Abgaswärme ist daher unwirtschaftlich. Blödsinn, die werden meist 4 Wintermonate gleichmäßig durchlaufen.
Die Szenarien sind alle im Bereich von 10 Cent/kWh. Allein mit dem Wasserstoffspeicher ginge es auf 15 Cent/kWh nach oben.