Beiträge von gunnar_kaestle

    Statt Strafzahlungen solle ein niedrigerer Zinssatz für das russische Darlehen das zum Bau des AKW verwendet wird vereinbart werden (anscheinend noch nichts schriftlich festgelegt).

    "let's agree that you will reduce the interest rate to the level [of the nuclear power plants] you are building in Hungary and Vietnam (somewhere close to 3%)." Die EDF zahlt für ihre 20-25 jährigen Industrieanleihen rund 4% Effektivzins.

    Das [Datteln IV] hat z.T. auch etwas mit Investitionssicherheit zu tun, was in einem Industrieland auch ein hohes Gut ist.

    Datteln IV ist aber ein Schwarzbau und da mit Investitionsicherheit zur argumentieren grenzt schon an Hohn.

    Datteln IV ist erstmal genehmigt worden - dass dann später auf dem Klagewege Fehler bei der Genehmigung attestiert wurden ist unschön - aber so what? Wenn du willst, findet man überall irgendwo ein Huhn in der Suppe. Geh mal nach Ludwigshafen, und finde die Fehler bei BASF-Genehmigungen. Da gibt's garantiert welche, weil auch die Verwaltungshengste im zuständigen Regierungspräsidium nicht unfehlbar sind. Willst Du wirklich deswegen die BASF zumachen?


    Der Hickhack um Datteln hat doch dazu beigetragen, dass manches SK-Projekt von Energieversorgern fallengelassen wurde, weil man neben dem technischen (Stichwort T24-Stahl im Kessel) nun auch das juristische Risiko gesehen hat - was bei Datteln am Ende doch noch geheilt werden konnte. Am Ende sind von der Neubauwelle nur 6 Projekte + D4 übrig geblieben. Hat jemand gehört, was Dow Chemical in Stade nun plant?


    Gruß,

    Gunnar

    Datteln ist ein Symbol. Mir ist es genauso recht, wenn dafür woanders abgeschaltet wird, Hauptsache es geht schneller. Einfach Reststrommengen vergeben und die Betreiber selbst entscheiden lassen.

    Ja, das Instrument mit den Reststrommengen aus dem Kernenergieausstieg 1.0 fand ich insgesamt besser, weil es energiewirtschaftlich einfacher zu verdauen ist. Wichtig war doch bei der Kernenergie dass die Menge an hochradioaktiven Müll nicht noch weiter ansteigt, und bei Kohlekraftwerken ist es das CO2-Budget, das wir haben. Es geht also darum, die Mengen an Kohlestrom zu verringern, und weniger ob jetzt die Anlage da noch steht (und meistens nichts tut). Wenns mal knapp wird, ist es gut, so ein Kraftwerk ein paar Tage im Jahr hochzufahren. In Süddeutschland sorgen die ÜNB in Zusammenarbeit mit der BNetzA dafür, dass Stilllegungspläne erstmal verschoben werden, die Fixkosten incl. des Personallstamms von den ÜNBs übernommen werden, damit abseits vom regulären Elektrizitätsmarkt die Anlagen in der Netzreserve noch für den Redispatch und ähnliche Punkte genutzt werden können.


    Verfügbare Leistung (insbesondere südlich der Main-Linie) ist wichtig, bei der Energie zur Verdrängung von Kernkraft und Kohle mache ich mir erstmal weniger Sorgen. Das klappt schon, da muss man nur die ökonomischen Regelkreise im EEG richtig parametrisieren, der PV-Deckel muss endlich weg und dann sollte als Zielwert nicht da 3 GW pro Jahr stehen, sondern eher etwas in der Größenordnung von 8 GW. Bei 25 Jahren Lebensdauer brauchen wir dass alleine um die Reinvestition bei einem Bestand von 200 GW Photovoltaik zu garantieren. 200 GW mal 1000 h sind 200 TWh - zusammen mit 200 GW Windenergie (400 TWh) wären das 600 TWh. Das ist nur der Elektrizitätssektor - also ein untere Abschätzung.


    Gruß,

    Gunnar

    Naja, Frankreich hat sein Stromnetz für das hin und herschieben überzähligen Atomstroms sowie für die Stromimporte bei Kältewellen ausgebaut, da geht auch recht viel Transit durch, nur ebne in den Pyrnäen gibts immernoch eine Lücke. Das schweizer Höchstspannungsnetz ist überwiegend für den Transit gebaut.

     

    Vielleicht haben wir ein unterschiedliches Verständnis, was das Wort Transit bedeutet. Hier eine kleine Milchmädchenrechnung für Deutschland: Rund 600 TWh werden pro Jahr erzeugt, und im Durchschnitt 100 km von der Quelle bis zur Senke transportiert. Damit erfüllt das Transportnetz eine Transportaufgabe von 600 TWh * 100 km = 60.000 TWh km.


    Wenn wir in Zukunft nur 100 TWh quer durch die Republik transportieren (z.B. 500 km), dann ergibt sich die Rechnung wie folgt: 100 TWh * 500 km (Ferntransport) + 500 TWh * 100 km (Nahbereich) = 100.000 TWh km, d.h. rund eine Verdopplung der Transportkapazitäten, weil das Netz weniger effizient nicht nur lokale Quellen und Senken verbindet und eine Versicherung auf Gegenseitigkeit darstellt, sondern nun auch eine regionale Fernversorgung bewerkstelligen soll. Wie soll es dann erst mit transkontinentalen Transitströmen klarkommen, mit 2000 km Quellen-Senken-Entfernung. Das kann man technisch und mit ein bischen guten ökonomischen Willen auch machen, die Chinesen machen es uns ja vor - aber ich glaube nicht, dass sich mit der aktuellen NIMBY-Mentalität neue Trassen so leicht entwickeln lassen.


    Zum Thema Kältewelle in Frankreich finde ich dieses Diagramm ganz putzig, das den Anteil der Heizenergie am elektrischen Energieverbrauch in Frankreich darstellt - in der Spitze waren das 100 GW für 60 Mio Einwohner und Deutschland hatte bei 80 Mio Einwohnern nur 80 GW Lastspitze. Nebenbei gesagt haben damals ein paar GW durch Wintersonnen-PV geholfen, die kritischen Stunden besser zu überstehen.


    :[Blockierte Grafik: https://energytransition.org/wp-content/uploads/2017/01/craig1.png]

    Ansonsten muss man halt sehen, dass der Strompreis = 0 bei starkem Wind um so seltener wird, je stärker die Netze ausgebaut werden, dito der fall Strompreis =100 weil kein Windstrom. Nichtsdestotrotz ist unabhängig davon für alle Arten von Kraftwerken nicht geklärt dass enegy only märkte Reserven gegen rolling blackouts zur Verfügung stellen können. Das kann sich aber mit wachsenden dynamischen Lasten sowie auch mit mehr Speichern im verfügbaren NEtz entspannen - der Strommarkt normalisiert sich dann.

    Der Strompreis hat erstmal wenig mit dem Ausbauzustand der Netze zu tun. Wenn wir Netzrestriktionen haben, dann wird per Redispatch und Einspeisemanagement nachjustiert, aber dem Spotpreis ist es erstmal egal, ob irgendwo ein paar Engpässe auftreten. Der Stromgroßhandel geht von einer Kupfenplattenfiktion aus, man spricht auch vom 1-Knoten-Modell der Strombörse. Der Börsenpreis ergibt sich aus Angebot und Nachfrage, und sobald die Restlast (Verbraucherlast minus nichtdisponible Wind- und Solareinspeisungen) kleiner wird als die Minimallast der Grundlastkraftwerke, bieten die negative Preise, um nicht abschalten zu müssen, weil bei denen jeder An- und Abfahrvorgang richtig Geld kostet oder sie fest für Systemdienstleistungen (z.B. Primärregelung zur Frequenzhaltung) gebucht sind. Letzte Woche hat sich ja das Tief Sabine angekündigt, und Braunkohle hatte vorher 15 GW und ging runter auf 4 GW; Kernkraft ging von 8 GW ebenfalls runter auf 4 GW. Daher ist es gut, dass wir die Grundlastkraftwerke bald los werden. Grundlast war gestern, und wir brauchen disponible Leistung zur Ergänzung der dargebotsabhängigen Erntemaschinen für Wind- und Solarenergie.


    Gruß,

    Gunnar


    PS. Das Missing Money Problem von Energy-Only-Märkten ist in Fachkreisen IMHO bekannt und verstanden. Mit preiselastischen Verbrauchern kann man einen Teil der Spitzenlastkapazitäten substituieren, aber nichtsdestoweniger ist es weniger ein Strommarkt-Problem, sondern ein Problem der Technik. Wenn zuwenig da ist, muss der Mangel verteilt werden, und dann gibt es halt kurzfristig angesetzte Betriebsferien oder schlicht gezielte Dunkelschaltungen. Dem Strommarkt ist es doch egal, wenn der Preis in die Decke schnellt - was aber kritisch ist, wenn Bilanzkreise deswegen unterdeckt sind und die Regelleistung gegen alle Etikette zur Kompensation eines solchen systematischen Fehlverhaltens eingesetzt werden muss. Die fehlt dann bei einem ungeplantem Kraftwerksausfall.

    Es sei hier der gesamte beeindruckende Beitrag von Herrn Diess zitiert :

    "Energiewende paradox. Im Wolfsburger Werk der Volkswagen AG ersetzen wir unsere zwei Kohlekraftwerke durch Gas-Dampfturbinen. Ab 2022 sparen wir damit 60% CO2 ein – das entspricht dem Ausstoß von 870.000 Autos.
    Doch 300 Kilometer westlich soll in Datteln ein großes neues Kohlekraftwerk ans Netz gehen. Wir investieren hier 400 Millionen in den Kohleausstieg. Dort wurden 1,5 Milliarden in den Kohleeinstieg investiert."

    Nicht das ich hier missverstanden werde: ich bin für einen schnellen Kohleausstieg und ich denke auch, dass wir das hinbekommen, ohne unsere Versorgungssicherheit zu gefährden. Trotzdem sollte Herr Diess die Kirche im Dorf lassen. Laut den Wikipediartikeln zu den VW-Kraftwerken Nord/Süd und West wurde der Beschluss von Kohle auf Gas zu wechseln (d.h. Abriss und Neubau) in 2018 gefasst. Das war also noch zu den Hochzeiten von Dieselgate und VW begann sich erst dann vom Saulus zum Paulus zu wandeln, weil die beharrenden Elemente nicht mehr den Innovatoren widerstehen konnten.


    Ich denke, dass die Entscheidung ein neues Kohlekraftwerk in Datteln zu bauen, definitiv falsch ist und auch vor 15 Jahren falsch war. Das war aber eine andere Zeit. Mit dem Bau wurde 2007 angefangen, d.h. die Entscheidung lief zu einer Zeit, als die Wirtschaft heiss lief, die Energiepreise erreichten ein Maximum bis dann 2008/2009 die globale Wirktschaftskrise ihre Wirkung fand. Damals hatte bei VW - so ist meine Vermutung - noch niemand laut über den Fuel Switch nachgedacht, sondern alle waren froh, billig mit Kohle ihren elektrischen Energiebedarf zu decken und Prozesswärme zu erzeugen.


    Nun haben wird aber den Salat und 1,5 G€ sind dort verbaut worden, was etwas weniger ist als die 0,4 G€, die VW für ihre Kraftwerkstechnik ausgibt. Ausserdem haben wir im Land noch viele Kohlekraftwerke sehr alter Technik und schlechtem Wirkungsgrad herumstehen, vgl. mit der Kraftwerksliste der BNetzA. Darum finde ich es im Sinne einer Realo vs Fundi Argumentation durchaus statthaft, kein neues Kohlekraftwerk mehr zu genehmigen, aber das Neue in Datteln eher zu nutzten als die alten Möhren, die deutlich mehr CO2 in die Luft pusten - gerne auch die Braunkohle zuerst und mit Expressausstieg, insbesondere weil da noch 300 MW Schätzchen aus Ende der 60er und frühen 70er in Betrieb sind. Das hat z.T. auch etwas mit Investitionssicherheit zu tun, was in einem Industrieland auch ein hohes Gut ist.


    Es ist doch auch klar, dass die ÜNBs jede einzelne Stilllegung in Bezug auf die Deckung der Spitzenlast und dem Redispatchbedarf überprüfen. Deswegen wird ja zum Beispiel in Marbach am Neckar eine offene Gasturbine als Netzstabilisierungsanlage installiert. Ich persönlich halte das für rausgeschmissenes Geld: man hätte diese Anlage besser irgendwo in Stuttgart am Neckar gebaut, wo man die Abwärme in ein städtisches Wärmenetz hätte einspeisen können - oder beim Daimler, der könnte die Wärme auch verwursten, wenn er dann weniger Wärme aus dem Heizwerk bezieht. Irsching IV und V sind ja momentan auch nur als "Netzstabilisierungsanlage" ab und an mal in Betrieb. Wenn das GuD-Kraftwerk ein bischen näher an Ingolstadt stünde, dann wäre damit auch die Stadt und Audi mit Wärme zu versorgen.


    Gruß,

    Gunnar

    ... als ob irgend ein anderes Land diese Kompetenz hätte... oder "handle"n z.b. die Japaner das kleine Malheur an der Küste etwa kompetent? Pures Glück bisher auch bei den Franzosen und Belgiern...

    Auch in Schweden ist man im KKW Forsmark 2006 nur knapp an einem Station Blackout vorbeigeschrammt, weil nach einem Kurzschluss an der Netzanbindung und einer Reaktorschnellabschaltung, die Notstromdiesel nicht zuverlässig hochkamen.

    Obacht: Bei Wind und PV, die nicht-speicherbare Primärenergien nutzten und daher als dargebotsabhängige Erzeuger von der Wetterlage abhängig sind, hat man kräftig Gleichzeitigkeit: Tagsüber speisen alle PV-Anlagen ein, nachts eher nicht. Beim Sturmtief gibt's gute Windernte, bei Nebelwetter oder Hochdruckwetterlage eher nicht. Damit haben solche Anlagen - insbesondere wenn sie der dominante EZA-Typ werden (Price Maker vs. Price Taker) - die Eigenschaft, dass immer dann wenn es etwas zu verkaufen gibt, der Preis niedrig ist (das ist im Zweifel der Grenzkostensatz des Nachbarn, der den gleichen Anlagentyp betreibt) . Und immer dann, wenn der Preis hoch ist, hat man so gut wie nichts zu verkaufen.

    Bitte erkläre mir nicht, wie sich Preise bilden! Du kennst das nur aus Modellen und von Außen, ich von Innen und das mit mehr als einem Gut!

    Ich dachte wir sprechen hier von Elektrizitätsmärkten und nicht über den von Schweinehälften. Wenn die Restlast (u.a. durch PV- und Windstromeinspeisung) zurückgeht, sinkt der Preis - das willst Du doch nicht in Abrede stellen? Und neben der Begrifflichkeit

    - Preis (der sich aus Angebot und Nachfrage an Märkten bildet) gibt es auch noch

    - Kosten (die beim Produzenten entstehen) und

    - (Nutz)Wert (der beim Verbraucher auftritt).


    Wenn man sich den Grenznutzen und die Grenzkosten anschaut, dann kann man auch abschätzen, in welchem Rahmen sich der Marktpreis bewegt. Der Wert der Energie ist auch als Exergie (Arbeitswert) bekannt. Elektrische Energie ist 100% Exergie, aber bei der Energiewandlung und -speicherung geht gemäß dem zweiten Hauptsatz der Thermodynamik Exergie verloren, die Entropie nimmt zu. Das ist ein fundamentales Naturgesetz, daran ändern auch Bilanzierungsregeln des HGB und Grundsätze ordentlicher Buchführung nichts.

    gebe dich doch mal der Vorstellung hin, dass die Märkte reagieren werden. Es gibt kaufmännische Konstrukte, die darauf regieren werden und es gibt Innovationen die darf reagieren werden.

    "Energy is the economy": eine Geldeinheit ist ein Call auf Energieabruf (genauer Exergieverbrauch), und sei es nur, dass jemand für Dich den Schnee auf dem Bürgersteig fegt, und er sich dann für das Geld ein warmes Mittagessen kauft.

    Mit dem Instrument, welche du vorschlägst, zementierst du nur den trägen Strommarkt, transferierest die Kosten auf andere Positionen auf der Stromrechnung, die nur dazu führen, dass die Subventionen der Industrie sich wie ein Krebs ausweiten. Und klar, bei weniger als 1, Cent je kWh schalte ich einfach ab! Ich bin ja kein dummes Gas KWK, kein dämliches GuD oder was es sonst noch an Fehlinvestitionen gibt.

    Mir ist nicht ganz klar, ob Du das verstanden hast, was ich mit "CAPEX-Refinanzierungsinstrument ala EEG" meinte. Ich meinte damit, dass selbst, wenn Du auf Termin den Ertrag eines Windparks für die nächsten 20 Jahre verkaufen willst und dafür den Baseload-Preis der plus Abschlag der nächsten Jahre ansetzt, wird das kein tragfähiges Geschäftsmodell, mit dem man die Energiewende finanzieren kann. Angenommen, der "Marktpreis" ist 50, und die LCOE wären 40, und man einigt sich auf einen PPA-Preis von 45, dann geht das früher oder später in die Hose, weil die PPA-Käufer irgendwann erkennen: Marktpreis 50 ist ein Durchschnitt von 100 (kein Wind) und 0 (viel Wind), d.h. der PPA-Käufer hätte genausogut auf dem Spotmarkt die Menge für rund Null einkaufen können. Das ist das Prinzip des Merit Order Effekts, der in einem liberalisiertem Elektrizitätsmarkt es nicht zulässt, dass alleine über den Markt ein Anlagenbetreiber, der dargebotsabhängige Primärenergie nutzt, seine Anfangsinvestition wieder reinbekommt, selbst wenn die LCOE kleiner sind als der (durchschnittliche) Marktpreis.


    Das gilt für die große Anfangsinvestition, das gilt aber auch für Zwischeninvestitionen im Rahmen der Instandsetzung, Stichwort Getriebeschaden / WR-Ausfall. Das EEG hat die ersten 20 Jahre einer Wind- und PV-Anlage gut finanziert, aber wenn es nicht darum geht, das Fass noch mal aufzumachen, und eine neue CAPEX-Portion in den Umlagetopf zu werfen, dann kann man die Anlagen noch gegen kleines Geld am 5-10 am Leben halten. Heute haben wir nur 40% erneuerbare Energien im Netz (Stromsektor), d.h. man muss antizipieren können, was passiert wenn sich z.B. die PV von knapp 50 GW auf 100 oder 150 GW verdreifacht. Wenn dann die Sonne scheint, ist der Preis im Keller und die Erträge sind nahe nix. Daher braucht es einen Mindestlohn auf nach den bisher 20 angesetzten Jahren, der nicht mehr gebraucht wird, um die große Anfangsinvestition zu refinanzieren, aber doch um die jährlichen Fixkosten (incl. Rundumsorglos Vollwartungsvertrag oder dem finanziellen Äquivalent eines solchen) zu decken.


    Ich habe auch nicht ganz begriffen, warum du bei 10 €/MWh schon abschalten willst. Willst Du damit sagen, das der OPEX der von Dir betreuten PV-Anlagen 10 €/MWh beträgt und das dass die Schwelle ist, bei der kein Deckungsbeitrag mehr erwirtschaftet wird? Auch verstehe ich nicht, was du mit "dummes" Gas-KWK meinst. In der Regel sind Anlagen nicht dumm oder schlau, ggf. aber die Leute die sie betreiben oder die vorgegebenen Regeln, nach denen sich diese Leute optimieren. Ändere das Anreizsystem (Stichwort ökonomischer Regelkreis) und schwupps hast Du ein gewünschtes Verhalten.


    Ach ja, das "dämliche" GuD, wie eins in Lichterfelde in Betrieb genommen wurde oder eines schon seit Jahren in Berlin-Mitte steht, hilft dabei, solche Situationen zu vermeiden, wie sie in Frankreich ab und an während einer Kältewelle auftreten, vgl. France can’t meet its own power demand. Das liegt daran, dass man dort gerne mit Strom heizt, weil der dank der hohen Kernenergiekapazitäten relativ billig ist. Dummerweise nutzt während einer Kältewelle die KKW-Grundlastflotte relativ wenig, man braucht Spitzenlastkapazitäten. Zudem ist dort der Temperaturgradient der Leistung mit 2,4 GW/°C recht hoch, und das heisst bei etwas Frost dreht das elektrische Versorgungssystem am Rad. Daher spricht man hierzulande von der "kalten Dunkelflaute", für die das Energiesystem gewappnet sein muss.

    Ich wiederhole es gerne, ich würde nicht bei Null Cent nicht mehr liefern, sondern die Preisgrenze höher setzen.

    Wenn du schon bei 2 ct/kWh abschaltest, obwohl Deine Grenzkosten 0,2 ct/kWh liegen, dann

    - verschenkst Du einen Deckungsbeitrag von 1,8 ct/kWh und

    - wenn das koordiniert passiert, gibt es irgendwann böse Blicke vom Kartellamt wegen Ausübung von Marktmacht. Das Spiel wurde auch den großen Vier vorgeworfen (Abstellen von Mittel und Spitzenlast, um den Preis nach oben zu treiben und dann mit Grundlastkraftwerken Überrenditen abzuschöpfen), die haben aber sich nicht erwischen lassen.

    UND ich bin bin ganz sicher, dass wir fette Beute machen werden. Seit wann haben wir in Europa ein Problem Strom am Tage nicht verwenden zu können? Die Nachfrage nach Klimaanlagen ebbt nicht ab! Früher war Licht der größte Stromfresser im Haus und im Büro, Heute die Klimaanlagen.


    Und ich bin mir sehr sicher, dass die schon vorhandenen Konstrukte, die Wind und PV inkludieren noch sehr erfolgreich sein werden, sobald sie die kritische Masse erreicht haben werden. Warum? Preisstabilität ist für viele ein unschlagbares Argument + EE? Da kann der e-on Vertrieb einpacken.

    Zu Europa: Weder Deutschland noch die ganze Zentraleuropäische Synchronzone hat eine Kupferplatte, d.h. es wird deutliche Netzrestriktionen geben, wenn wir uns z.B. mit Sonnenstrom aus Süditalien oder Spanien versorgen wollen. Das muss ja alles durch Frankreich und die Schweiz durch, und die haben ihr Netz nicht für den Transit gebaut, sondern erstmal um damit die lokale Bevölkerung zu versorgen. Das ENTSO-E Factsheet spricht von rund 3000 TWh Stromverbrauch (sonstige Sektoren neben Strom kommen noch dazu). Peak-Belastung liegt bei 600 GW (Wintertag), minimale Last sind ca 300 GW (Sommernacht). Wenn nun 2000 TWh durch Wind erzeugt wird und 1000 TWh durch PV, dann liegt die Installierte PV Leistung bei um 1000 GW. Soviel Klimaanlagen kann man gar nicht bauen, um diese Erzeugung aufzufressen, oder im Sommer wird Europa regelmäßig eingefroren. Ausserdem ist bei Neubauten es meist günstiger auf den baulichen Wärmeschutz zu achten, als im Nachhinein Brutkästen mit einer Klimaanlage nachzurüsten.


    Gruß,

    Gunnar

    Wir haben auch kein Schmerz, wenn es der Kurs der durchschnittlichen Einkaufspreise an der Börse wäre. Ich bin mir relativ sicher, dass die Börsenpreise steigen werden. Anzeichen dafür ist u.a. die Hektik des BDI, die ja die absurd niedrigen Strompreise der Industrie festschreiben wollen und / oder sogar noch senken wollen.

    Obacht: Bei Wind und PV, die nicht-speicherbare Primärenergien nutzten und daher als dargebotsabhängige Erzeuger von der Wetterlage abhängig sind, hat man kräftig Gleichzeitigkeit: Tagsüber speisen alle PV-Anlagen ein, nachts eher nicht. Beim Sturmtief gibt's gute Windernte, bei Nebelwetter oder Hochdruckwetterlage eher nicht. Damit haben solche Anlagen - insbesondere wenn sie der dominante EZA-Typ werden (Price Maker vs. Price Taker) - die Eigenschaft, dass immer dann wenn es etwas zu verkaufen gibt, der Preis niedrig ist (das ist im Zweifel der Grenzkostensatz des Nachbarn, der den gleichen Anlagentyp betreibt) . Und immer dann, wenn der Preis hoch ist, hat man so gut wie nichts zu verkaufen.


    Daher ist ein CAPEX-Refinanzierungsinstrument ala EEG vonnöten, dass hier einen risikoarmen Einkommenstrom offeriert, so dass man Investoren aktivieren kann, die sich mit geringen Renditen zufriedengeben, aber eine sichere Anlage brauchen. Das gilt nicht nur zur Refinanzierung des CAPEX als Anfangsinvestition, sondern man braucht das auch, für Instandsetzungsinvestition. Bei der Windkraftanlage ist das z.B. der Getriebeschaden und bei der PV der Wechselrichterausfall. Wenn nicht diese Summen im laufenden Betrieb durch genügend hohe Deckungsbeiträge erzielt werden können, dann vergammelt eine Bestandsanlage, weil sich niemand dazu berufen fühlt, sie in Schuss zu halten.


    Daher bin ich der festen Überzeugung, dass nach den 20 Jahren mit hohen Einspeisetarifen / Marktprämien, auch noch eine Zeit folgen muss, die der technischen Lebensdauer entspricht, und in der es auch noch einen (geringen) Mindestlohn geben muss, der zumindest die Betriebskosten deckt. Die Alternative, eine neue Anlage mit hohem CAPEX neu zu errichten, halte ich für volkswirtschaftlich suboptimal. Beim Wind-Repowering kann man gute Standorte besser ausnutzten, aber bei der PV erschließt sich mir bei langlebigen Modulen der makroökonomische Sinn des Repowerings nicht.


    Gruß,

    Gunnar

    hast du eine Kalkulation für Biogas zur Hand? Mir fällt es wirklich schwer zu glauben, daß abgeschriebene Anlagen unter ca. 20ct/kWh nicht hinkommen können. Wie man den Preis in nennenswertem Umfang in einen Endverbraucherpreis integriert, sehe ich aber auch nicht.

    Biomethan gibt es aktuell für rund 8 ct/kWh. Ein BHKW ab 500 kW kommt auf etwa 40% elektrischen Wirkungsgrad. Mit einem vernünftigen Wärmenutzungskonzept (Gesamtwirkungsgrad 80-90%, je nach Temperaturniveau im Heizkreis und Brennwertwärmetauscher ja/nein) erhält man bei einer Allokation per Carnot-Methode einen effektiven elektrischen Wirkungsgrad von 10 Prozentpunkten mehr, d.h. 50%. Somit gehen dann von 100 Einheiten Gasinput 80 auf die elektrische Energie und 20 Brennstoffeinheiten auf die 40 Einheiten Wärmeoutput (effektiver Wirkungsgrad der Wärmeerzeugung rund 200%, wie bei einer guten Gaswärmepumpe).


    Die Grenzkosten für elektrische Energie aus Biomethan/Biogas sollten daher bei 16 ct liegen. Dazu kommt aber auch noch Wartung & Instandsetzung. Aber auch hier gilt: je größer der Motor, desto geringer die spezifischen variablen Kosten, die sich in der Vollwartungspauschale niederschlagen. Bei Groß-BHKWs wird nach rund 60.000 h eine Generalüberholung im Werk fällig, das kostet 1/3 bis 1/2 der Neuanschaffung der Maschine. Nach 120.000 h wird sie meist getauscht, auch weil mann dann eine 20-30 Jahre altes Schätzchen betreibt, dass damals vielleicht schick war, aber heute bzgl. Wirkungsgraden niemanden mehr hinterm Ofen vorlockt. Gerade der Biogasboom hat dank der hohen Einspeisetarife dazu geführt, dass viele Hersteller mutiger wurden, und alle Register zu ziehen, um aus dem teueren Biogas das meiste an elektrischer Energie herauszuziehen.


    Ab einigen hundert kW kostet eine komplette Anlage (d.h. Genset, Einbindung, Schnickschnack, etc.) rund 1000 €/kW. Bei größeren Motoren wird der Motor spezifisch billiger, aber da wird der Schnickschnack teuerer. So braucht man für das BHKW dann oft ein eigenes Gebäude, weil man keine Kompaktanlage mehr bauen kann, die in einen Heizungsraum passt bzw. in einen Container.


    Gruß,

    Gunnar

    Was braucht es für einen tolles KKW einen Vertrag mit der Regierung? (CEZ) das erschließt sich mir nicht. Entweder das Ding kann zum Marktpreis Strom liefern oder nicht. Und was geht das bitte die Regierung an, wie das Ding finanziert wird?

    Bei Hinkley Point C ist es der Contract For Difference zu 92,5 Pfund pro MWh, also rund 110 €/MWh. Inflationskompensiert und über 35 Jahre. Das entspricht funktional einem festen Einspeisetarif. Mit sowas werden Kernkraftwerke gebaut. Mann will in GB dies Instrument nicht mehr weiter nutzten. Das Bauprojekt hat kaum begonnen, schon gibt's die ersten Verzögerung, vlg. mit dem Update on Hinkley Point C project:


    "The project completion cost is now estimated between £21.5bn and £22.5bn, an increase of £1.9bn to £2.9bn compared to the previous estimate. [..] Under the terms of the Contract for Difference, there is no impact for UK consumers or taxpayers.

    EDF’s project rate of return for Hinkley Point C (IRR) is now estimated between 7.6% and 7.8%."


    Auf Dauer ist es dem eigenen Wahlvolk aber schwer zu vermitteln, dass Kernenergie angeschoben wird zum doppelten Preis von Wind + Solar + Gaskraftwerken als Backup, die heute mit Erdgas betrieben werden und in Zukunft, wenn man mehr EE-Überschüsse hat oder das aus dem Desertec-Raum importieren kann, dann SNG bzw. Wasserstoff. Und bei Kernenergie ist auch keine Musik drin, dass das irgendwann mal billiger wird, Stichwort negative Lernkurve.

    Der echte Rückbau eines Reaktors (Kernbereich, der verstrahlt ist) wird sicher erst nach mehr als 20 Jahren nach der Abschaltung erfolgen. Eher wird deutlich mehr Zeit vergehen. Ich gehe davon aus, dass man den Kernbereich mit Sand für 50 oder 100 Jahre verschließen wird, mit der Begründung, dass dann die radioaktive Belastung sich deutlich gemindert haben wird.

    In Obrigheim und Stade hat man das Reaktordruckgefäß meines Wissens schon zersäbelt. Jetzt wird überall der Beton ein paar Milimeter abgetragen, freigemessen und dann ist das größtenteils Bauschutt. In Greifswald hat man ja auch schon Erfahrungswerte gesammelt mit dem Rückbau der russischen WWER-Typs.