Ich kann es kaum glauben, scheinbar hat man sie geeinigt und es soll eine Stromleitung nach Norwegen bis 2018 geben.
(die wollen von Norwegen auch ein Kabel nach GB, ob die Netze verbunden sind ist eine andere Frage).

Für mich ist es verwunderlich, das die Verbindung noch kommt. Natürlich ist sie sehr sinnvoll.

http://wirtschaft.t-online.de/energiewe ... 6528/index

Ist so eine Verbindung wirklich sinnvoll? Was ich bei derartigen Diskussionen (z.B. hier http://energiespeicher.blogspot.de/2012 ... terie.html ) vermisse, ist der Vergleich zu den diversen Power-to-Gas Konzepten. Schließlich hat das deutsche Gasnetz - wenn man es als Speicher für Biogas, also für Methan (nicht für Wasserstoff) - verwendet, mehr Kapazität als alle Pumpspeicherwerke und Speicherkraftwerke in Skandinavien und D-A-CH zusammengenommen.
(Quellen: http://www.neueenergie.net/fileadmin/ne ... S24-31.pdf, S.6 bzw. 29 bzw. http://de.wikipedia.org/wiki/EE-Gas#Spe ... dgasnetzes - wobei leider unklar bleibt, ob es sich um thermische oder elektrische Kapazität handelt.)

Müsste man mal gegenrechnen, was da wieviel kostet.

Der Charme von Power-to-Gas liegt imho auch darin, dass wir damit DEZENTRALE EE-Strukturen erreichen - während eine Leitung nach Norwegen etwas für die ganz Großen ist

Übrigens, wenn das noch stimmt, was in der o.g. Quelle http://www.neueenergie.net/fileadmin/ne ... S24-31.pdf (aus 2010) steht, gibt es ja auch Verbesserungspotential bei uns in D
(vorletzte Seite unten rechts):

Pumpen und Strom erzeugen gleichzeitig
Hinterfragt man, wie die wertvollen heimischen Pumpspeicher heute
genutzt werden, zeigt sich ein absurdes Phänomen: Es passiert
gar nicht so selten, dass in einem Kraftwerk der Schluchseewerke
mit einer Maschine Wasser gepumpt wird, während in derselben
Halle ein anderer Maschinensatz Strom erzeugt. Diese widersinnige
Praxis hat einen handfesten Grund: Die Schluchseewerk AG gehört
zur Hälfte RWE und zur anderen Hälfte dem EnBW-Konzern.

Ist so eine Verbindung wirklich sinnvoll?

Norwegen hat ein gigantisches Speichervolumen (schon jetzt, ohne weiteren Ausbau).

Kurzzeitig können die riesige Leistungsreserven verfügbar machen, sofern es das Kabel hergibt.

Bei Starkwindtagen können die dann auch Strom aufnehmen bzw. direkt verbrauchen bzw. weiterleiten.

Man darf hoffen, das die Sache für die auch rechnet, die Netzgebühren werden durch die vier, wie jetzt schon mehrere Verbände sagen zu vielen Leitungen verteuert.

Pumpen und Strom erzeugen gleichzeitig
Hinterfragt man, wie die wertvollen heimischen Pumpspeicher heute
genutzt werden, zeigt sich ein absurdes Phänomen: Es passiert
gar nicht so selten, dass in einem Kraftwerk der Schluchseewerke
mit einer Maschine Wasser gepumpt wird, während in derselben
Halle ein anderer Maschinensatz Strom erzeugt. Diese widersinnige
Praxis hat einen handfesten Grund: Die Schluchseewerk AG gehört
zur Hälfte RWE und zur anderen Hälfte dem EnBW-Konzern.

Genau das ist da nicht der Fall, es kommt ein weiterer Betreiber ins Spiel, ich hoffe da sitzt niemand von den G4 im Boot, dann gibt es auch genügend Wettbewerb. Mich hat es ja gewundert das Rösler die Leitung zulässt?

Vielleicht weiß jemand mehr?

Norwegen wird zu jedem Zeitpunkt genau 0,0 MWh hochpumpen, also speichern. Das wäre ja auch blöd, da die dünne Leitung nicht mal ansatzweise ausreichen würde den permanenten Strombedarf in Norwegen zu decken. Die lassen ihr Wasser simpel im oberen Becken. Was ja ersten vom WG deutlich besser kommt und zweites eine erhebliche Entlastung der Kapazitäten (Leistungsreserve) bedeutet. Und dass das auch ökonomisch Sinn macht ist zudem auch nicht ganz bescheuert.

Eine HGÜ aus Norwegen würde die Netze zudem entlasten an der Küste, denn natürlich würden die nur Strom liefern, wenn der Börsenpreis stimmt. Und der stimmt nun mal nur, wenn Onshore plus Offshore im Norden nicht ihr Peak haben (Die Nachfrage speilt natürlich mit rein) .

2 Mrd. € für 1,4 GW? Also die Leistung war mal in Planung.

Stromaustausch 8.000 VLh . Verzinsung > 7%. Horizont 12 Jahre = macht ca. 2 Cent je kWp (Transport)
(Kosten aus Investment p.A. ca. 246 Mill. € )

*Kosten ohne Betriebskosten geschätzt und ohne Anschlussleitungen an Land.

Norwegen hat einen durchschnittlichen Strombedarf von knapp 16 GW (Norwegen alleine ohne Schweden). Zudem hat Norwegen wesentlich mehr Strombedarf im Winter - zufälligerweise gerade dann, wenn auch mehr Windstrom produziert wird.
Selbst bei zehn solchen 1.4 GW Leitungen gäbe es immer noch nichts zu pumpen.

Die Rechnung stimmt aber nur, wenn Norwegen ausschließlich Wasserkraft hat. Ist dem so - oder haben die auch konventionelle Kraftwerke?

Norwegen erzeugte 2008 98.5 % seines Stroms aus Wasserkraft:

http://www.umweltbewusst-heizen.de/Stro ... hland.html

2018??
Allein, mir fehlt der Glaube.

Im August/September letzten Jahres hieß es, dass eine belastbare Netzprüfung für Südnorwegen erst erfolgen kann, wenn Erfahrungen von nach der Inbetriebnahme von Skagerrak-4 vorliegen. Das halte ich für ein durchaus nachvollziehbares, sinnvolles Vorgehen. Warum sollte das jetzt anders sein? Und wenn Deutschland es den Norwegern _zu_ schmackhaft gemacht haben sollte, wird schon die EU dazwischen grätschen. 'hat sie ja auch schon bei NorGer.

Also sagen wir mal 2020 - 2022 dürfte realistisch sein. Trotzdem schön, dass sich was tut.

Grüße

bskf

hpt hat geschrieben:Ist so eine Verbindung wirklich sinnvoll? Was ich bei derartigen Diskussionen (z.B. hier http://energiespeicher.blogspot.de/2012 ... terie.html ) vermisse, ist der Vergleich zu den diversen Power-to-Gas Konzepten. Schließlich hat das deutsche Gasnetz - wenn man es als Speicher für Biogas, also für Methan (nicht für Wasserstoff) - verwendet, mehr Kapazität als alle Pumpspeicherwerke und Speicherkraftwerke in Skandinavien und D-A-CH zusammengenommen.

Power-to-gas hat in etwa eine Effizienz von um die 40%. Eine HGU nach Norwegen hingegen um die 85% (Bei 800kV wahrscheinlich sogar mehr).

Sagen wir mal das Kabel wird bei 6000VLS betrieben, dann sind das 8.4 TWh im Jahr. Mit 40% Effizienz müsste man also 21TWh Strom erzeugen, bei 85% hingegen nur 9.9 TWh, also eine Differenz von 11 TWh!

Die Differenz entspricht fast der Energiemenge von 2000 Windkraftanlagen. Das sind eine Menge "Spargel" die also eine HGU nach Norwegen gegenüber Power-To-Gas einspart!

abxy hat geschrieben:

hpt hat geschrieben:Ist so eine Verbindung wirklich sinnvoll? Was ich bei derartigen Diskussionen (z.B. hier http://energiespeicher.blogspot.de/2012 ... terie.html ) vermisse, ist der Vergleich zu den diversen Power-to-Gas Konzepten. Schließlich hat das deutsche Gasnetz - wenn man es als Speicher für Biogas, also für Methan (nicht für Wasserstoff) - verwendet, mehr Kapazität als alle Pumpspeicherwerke und Speicherkraftwerke in Skandinavien und D-A-CH zusammengenommen.

Power-to-gas hat in etwa eine Effizienz von um die 40%. Eine HGU nach Norwegen hingegen um die 85% (Bei 800kV wahrscheinlich sogar mehr).

Sagen wir mal das Kabel wird bei 6000VLS betrieben, dann sind das 8.4 TWh im Jahr. Mit 40% Effizienz müsste man also 21TWh Strom erzeugen, bei 85% hingegen nur 9.9 TWh, also eine Differenz von 11 TWh!

Die Differenz entspricht fast der Energiemenge von 2000 Windkraftanlagen. Das sind eine Menge "Spargel" die also eine HGU nach Norwegen gegenüber Power-To-Gas einspart!

6000 VLS sind nicht möglich. Das Jahr hat nur 8760 Stunden und die Hälfte davon sind rund 4400 VLS.
Im unrealistischen Bestcase gehen 4400 Stunden im Jahr volle 1,4 GW gen Norden und die restlichen 4400 Stunden wieder gen Süden. Wenn die Leitung die Hälfte der Zeit voll ausgelastet ist, dann wären wir bei 3 GWh anstatt deinen 8 GWh.