Methan-/Erdgas-/Netzausbaudiskussion

Zitat von Litholas

Und da sehe ich bisher keine Möglicheit, mehr als nur die Kernkraftwerke abzustellen. FALLS(!) es Gaskraft sein SOLLTE(!), dann bräuchten wir 60GW Zubau bis zum vollständigen Kohleausstieg, plus die 30 GW für Elektromobilität plus die 100 bis 200GW für Wärmepumpenstrom (plus die Neubauten um den gegenwärtigen Kraftwerkspark von 30GW aufrecht zu erhalten) - bis wann? 2050? Also 7 bis 10GW Zubau pro Jahr!? Sehe ich nichtmal ansatzweise, nichtmal in der Planung. Da wird aufgeschoben, gelabert und gebremst, das ist alles.

Natürlich sind es Gaskraftwerke, weil die relativ billig im CAPEX sind auch auch flexibel der Restlast hinterherfahren können. Dabei meine ich die ökonomische Flexibilität mit geringer An-Aus-Hysterese - im Gegensatz zu Braunkohlekraftwerken, die hohe An- und Abfahrkosten haben und deswegen ungern ganz ausschalten wollen. Das gibt Kesselverschleiß, und der Kessel sit 50% vom Kohlekraftwerk. Mit welchem Gas die Gaskraftwerke in 10 oder 20 Jahren betrieben werden, steht auf einem ganz anderem Blatt.

In DE brauchen wir heute pi mal Daumen 800 TWh Niedertemperaturwärme für Heizen in Haushalten und im Gewerbe. Das teilt man dann halbe-halbe auf, als 400 TWh für die Wärmepumpe, aber zuerst noch 50% wegdämmen, dann sind es 200 TWh NT-Wärme. Bei einer JAZ=4 wäre es als 50 TWh, wobei die nicht gleichmäßig anliegen, sondern vielleicht nur 3000 h eines vergleichmäßigten Heizprofils. Üblicherweise legt man bei einer simplen Gastherme 1500-2000 Vbh an. Großzügig aufgerundet sind das also 60.000 GWh / 3000 h = 20 GW Heizstrom im Winter.

Heute werden rund 1000 TWh Mineralöl (100 Mio Tonnen) pro Jahr verbraucht. 20% als Heizöl -> kann man relativ leicht substituieren, 20% nicht energetischer Verbrauch für die Petrochemie, 60% Verkehr = 40% PKW + 20% LKW (und ein bischen Rest fürs Fliegen und für Schiffe). 400 TWh Sprit im Automotor sind etwa 100 TWh Antriebsenergie am Rad. Macht bei 5000 h ladebetrieb (Tagesspitzen auslassen und ein bischen Verschiebepotential) 20 GW. Kein Problem, wenn nicht alle zur Peak-Zeit laden.

Gruß,

Gunnar

Zitat von e-zepp

Zitat von Litholas

Also 7 bis 10GW Zubau pro Jahr!? Sehe ich nichtmal ansatzweise, nichtmal in der Planung

Hm, China hatte 2019 jeden Tag onshore einen Zubau von 65 MW an WEA , gesamt ca 24GW

Hallo? Schon vergessen? 2010, 2011, 2012: jedes Jahr mindestens 7 GW PV Zubau. Aufgrund der dämlichen, unstetigen Einspeisevergütungsreduktion war das nicht gleichmäßig übers Jahr verteilt, sondern meist gab es eine Endjahresralley.

Die Peakleistung des deutschen Installationsgewerbes lag im Dezember 2011 bei ~3 GW pro Monat. Ok, das war nicht alles astrein, sondern da wurden viele Anlagen mit einem DC-Verbraucher (der Glübirnentest) formell in Betrieb genommen und der Rest (Umrichter anschließen und so, weil der erst noch geliefert werden musste) dann in den Folgewochen erledigt.

Ich glaube nicht, dass die damals Aktiven diese Fertigkeiten verlernt haben und bei entsprechenden finanziellen Anreizen das Knoff-Hoff an frische Azubis weitergeben können. Das muss man nur wollen und den Sollwert im Vergütungsregler entsprechend anpassen.

Die Ziele nach EEG §4 und §4a müssen angepasst werden.

§49 EEG: das ist ein P-Regler mit einem Sollwert von 2500 MW pro Jahr. Da muss man nur einen Sollwert von 7 GW oder 10 GW eintragen, und der Vergütungsregler zieht bei Untererfüllung des Solls die Vergütungssätze hoch bis jeder der irgendwie krabbeln kann auf Dächern rumhampelt und Solarmodule installiert. Das gilt imho bis Anlagengröße <= 750 kW, darüber braucht man eine Ausschreibung.

Gruß,

Gunnar

Zitat von hfrik

Zitat von gunnar_kaestle

Bei der BNetzA gibt es eine Übersicht über die installierten Kapazitäten: Disponible Erzeugungskapazitäten sind rund 110 GW. Dann muss man noch eine Reserve abziehen für geplante Ausfälle (Revisionen) und ungeplante Ausfälle und dann ist man so bei 90-100 GW und man hat die gesicherte Leistung, die für rund 80 GW Netzlastspitze reichen sollte (üblicherweise eine Kältewelle). In den kommenden 3 Jahren sollen 15 GW stillgelegt werden und es werden 2,5 GW Neubauten erwartet (Zubau und Stilllegung bis 2023).

In der Kraftwerksliste der BNetzA fehlen aber viele Anlagen, die nicht als Kraftwerke für die öffentliche Versorgung laufen. Die Motorkraftwerke der Stadt-Leinfelden-Echterdinge, die diverse Nahwärmenetze speisen, sucht man dort z.B. vergeblich (Ich habe sie dort schon mal gesucht...) , und fehlen entsprechend auch bei der Summenbildung. In der Art gibt es aber etliche GW die irgendwie "unter dem Radar" laufen.

Such doch mal im Marktstammdatenregister der BNetzA.

Gruß, Gunnar

Zitat von sportyPferd

Zitat von gunnar_kaestle

§49 EEG: das ist ein P-Regler mit einem Sollwert von 2500 MW pro Jahr. Da muss man nur einen Sollwert von 7 GW oder 10 GW eintragen, und der Vergütungsregler zieht bei Untererfüllung des Solls die Vergütungssätze hoch bis jeder der irgendwie krabbeln kann auf Dächern rumhampelt und Solarmodule installiert.

Und was passiert, wenn du deinen Regler von 1 auf 4 hochdrehst? Könnte es da "Turbulenzen" geben? Ist kontinuierliche Einspeisung mit witterungsbedingter 1 zu 1 vergleichbar?

Sollte das nicht Schritt für Schritt gemacht werden mit einem guten Plan?

Der Regler steht schon auf 2,5 GW pro Jahr. Weisst Du wie ein P-Regler (Proportionalregler) funktioniert? Die sind per se stabil. So funktioniert auch unsere Primärregelung - die hat auch die Frequenz im nordwestlichem Subnetz nach dem System Split am 8. Januar wieder auf 49,85 Hz angehoben (neben den Lastabwurf von 1,7 GW in FR + IT). Hast Du etwas gemerkt? Nein? Dann hat der P-Regler wohl funktioniert.

Aber um Sprünge zu vermeiden, kann man natürlich den Wert von 2,5 GW kontinuierlich über zwei bis drei Jahre auf 10 GW anheben. Jedes Jahr 2,5 GW, oder pro Monat 200 MW, dann kann sich die Branche der Solarteure vielleicht besser darauf einstellen, das es was zu tun gibt.

Gruß,

Gunnar