Einspeiseprofile

Für die traditionellen großen Kraftwerke benötigt man keine Einspeiseprofile; diese Anlagen gehen je nach Bedarf (und Regelvermögen) ans Netz oder lassen es bleiben bzw. reduzieren ihre Einspeiseleistung oder auch nicht. Einspeiseprofile für die neuen dezentralen Quellen sind bislang, wie erwähnt, noch rar. Für Kleinwasserkraft und Wind gibt es jeweils nur 12 verschiedene Werte, einen pro Monat. Dabei wird es wohl auch bleiben, da sich das Wetter weit weniger genau vorhersagen lässt als das Verhalten der Summe von Verbrauchern einer bestimmten Art. Für die Fotovoltaik-Profile gilt das gleiche. Sie sind lediglich um die Tageshelligkeit »moduliert«. Diese aber wird als für jeden Tag eines Monats gleich angenommen (siehe Profil EWE in Bild 3.6 und Bild 3.10).

Allgemeines

Bild 3.1: Dieser Transformator wiegt 300 t und leistet 600 MVA ...
Bild 3.1: Dieser Transformator wiegt 300 t und leistet 600 MVA ...

Davon abgesehen mutet es schon etwas merkwürdig an, dass die Gewinnung der so genannten »Soda-Energie«, die »einfach so da ist«, die Stromversorgung teurer statt billiger macht. Dies ist jedoch – unter anderem – auf das auch als »Witz der Großmaschine« bekannte Wachstumsgesetz zurückzuführen, dem zu Folge die Leistungsdichte elektrischer Maschinen mit der Bauleistung zunimmt, der spezifische Material-Aufwand pro Bauleistung also abnimmt. Am Beispiel eines Transformators (Bild 3.1, Bild 3.2) lässt sich dies veranschaulichen: Verdoppelt man dessen Abmessungen – Länge, Breite und Höhe – so steigt das Volumen und damit die Masse auf das Achtfache. Der Kernquerschnitt vervierfacht sich (doppelter Durchmesser zum Quadrat). Dadurch kann bei gleicher Induktion die Windungszahl geviertelt werden, also ist Platz für den vierfachen Drahtquerschnitt. Da sich gleichzeitig der Querschnitt des Wickelfensters vervierfacht (doppelte Höhe mal doppelte Breite), lässt sich der Drahtquerschnitt noch einmal vervierfachen. So kann bei gleicher Stromdichte und damit gleicher Wärmebelastung je Kilogramm Kupfer aus der achtfachen »Transformatormasse« 16 Mal so viel Leistung gezogen werden. Auch die »Literleistung« verdoppelt sich – im Gegensatz zu den Verbrennungsmotoren, bei denen dieser Ausdruck gebräuchlicher ist, die Tendenz aber anders herum läuft. Umgekehrt betrachtet steigen Masse und Volumen also nur mit einem Exponenten von 3/4 zur geforderten Leistung.

Dies erklärt auch den Trend zu immer größeren Windkraftanlagen – während doch die Schwierigkeiten beim Aufbau mit der Größe eher überproportional zunehmen dürften. Es weht eben nicht nur in größeren Höhen auch mehr Wind, sondern eine Tonne Beton, Stahl oder Kupfer bringt, in eine 3-MW-Anlage eingebaut, schon rund die doppelte Leistung wie die gleiche Menge in einer 300-kW-Anlage. So relativiert sich der Aufwand beim Aufbau.

Bild 3.2: ... und dieser hier wiegt 300 g und müsste also 600 VA leisten. Tatsächlich bringt er es nur auf 6 VA
Bild 3.2: ... und dieser hier wiegt 300 g und müsste also 600 VA leisten. Tatsächlich bringt er es nur auf 6 VA

So soll z. B. das im Folgenden noch mehrfach erwähnte Pumpspeicherkraftwerk Goldisthal etwa 693 Millionen Euro gekostet haben. Die Leistung wird mit 1060 MW und das Stauvolumen im Oberbecken mit 12 Millionen Kubikmetern angegeben (die entsprechenden Erdbewegungen müssen noch wesentlich umfangreicher gewesen sein, da eine ganze Bergkuppe abgetragen wurde). Der Preis beinhaltet zwei direkt am Netz laufende und zwei über Umrichter betriebene Maschinen. Angenommen, diese Anlage solle äquivalent auf eine Million Kleinanlagen zu je 1060 W mit je 12 m³ Speichervolumen aufgeteilt werden, wäre schwer vorstellbar, dass dies für 693 Euro pro Stück machbar wäre. Noch nicht einmal der Bauaushub dürfte dafür zu haben sein. Auf die Aufteilung der Leistung auf mehrere Maschinen würde natürlich verzichtet; die Diversifikation ist mehr als erfüllt. Die Steuerungs-, Regelungs- und Leittechnik müsste jedoch – wenn auch in simpler und zum Teil gebündelter Form – eine Million Mal vorhanden sein. Noch gar nicht enthalten ist in der Betrachtung, dass die Höhendifferenz nicht mit herunter skaliert wurde. Jede der Kleinanlagen müsste, wie das große »Vorbild«, über eine Höhendifferenz von ≈ 300 m verfügen. Eine Million geeigneter Standorte müssten erst einmal gefunden werden.

Ein praktisches Beispiel liefert die Fachpresse: Ein neuartiges Schachtkraftwerk »soll auch bei geringen Fallhöhen elektrische Energie wirtschaftlich erzeugen.« 5,6 Millionen Euro soll die Pilotanlage kosten und mit einer Leistung von 450 kW etwa 2,4 GWh/a liefern. Damit wäre sie im Jahresmittel zu etwa 60% ausgelastet, was einen der Grundlastdeckung ähnlichen Betrieb erfordert. Grundlast erbringt einen Ertrag von etwa 30 €/(MWh). Auch ist von keinem Wasserspeicher die Rede; also liefert die Anlage – ähnlich Sonne und Wind – nach Angebot und nicht nach Bedarf. 30 €/(MWh) sind hierfür zu hoch gegriffen, doch selbst hiermit läge die Amortisationszeit noch bei 78 Jahren. Selbst wenn es gelänge, die Kosten vom Pilotstadium zur praktischen Umsetzung um den Faktor 10 zu reduzieren, wäre es schon wieder eine Herausforderung, hier » elektrische Energie wirtschaftlich zu erzeugen.« Dies erfordert Wasserkraftanlagen in der Größenordnung um 450 MW statt 450 kW.

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Wasserkraft

Bild 3.3: Einziges vorgefundenes Einspeiseprofil Kleinwasserkraft (EGT11) – ansonsten wird hierfür bislang das Bandlastprofil eingesetzt
Bild 3.3: Einziges vorgefundenes Einspeiseprofil Kleinwasserkraft (EGT) – ansonsten wird hierfür bislang das Bandlastprofil eingesetzt
Bild 3.4: Was hier als Touristenattraktion »sinnlos verpulvert« wird…
Bild 3.4: Was hier als Touristenattraktion »sinnlos verpulvert« wird…

Dies erklärt, warum die Welt offenbar zwischen »Wasserkraft« und »Kleinwasserkraft« unterscheidet. Sind die Anlagen groß, so stellen sie eine althergebrachte Technik dar – im Grunde die älteste Form der Energiegewinnung – und werden als regenerative Erzeugung oftmals geringgeschätzt, wenn nicht völlig übersehen oder gar bewusst ausgeklammert: »Derzeit stammen 90% der Bahnenergie [bei den Österreichischen Bundesbahnen] aus Wasserkraftwerken, 2% aus Ökoenergie und 8% aus Erdgas«. Wasserkraft ist also keine Ökoenergie. Nur wenn die Anlagen klein genug sind, um sich nicht wirklich zu rentieren, also ausschließlich subventioniert existieren können, dann auf einmal werden sie uneingeschränkt als »grün« betrachtet. Damit soll verhindert werden, dass bestehende, alte Anlagen aus der Zeit vor dem Öko-Gedanken ausgenutzt werden, um Ruhm, Ehre und Subventionen »abzugreifen«, während das betroffene Unternehmen möglicherweise weder hier noch sonst irgendwo in die Ausweitung der Nutzung regenerativer Energien investiert. Dessen ungeachtet ist der so gewonnene Strom aber nachhaltig erzeugt.

Bild 3.5: …könnte z. B. 10 ICE3-Triebzüge treiben – im Sommer sogar als Doppelzüge
Bild 3.5: …könnte z. B. 10 ICE3-Triebzüge treiben – im Sommer sogar als Doppelzüge

Nun ist die Wasserkraft mit lediglich 3,5% an der Stromerzeugung in Deutschland beteiligt (Tabelle 1.1). In der Schweiz und in Österreich sind es jeweils rund 60% – und das ist auch kein Wunder: Genauere Statistiken weisen für Süddeutschland zweistellige Anteile aus, während sich der Anteil in Norddeutschland aus nahe liegenden Gründen deutlich hinter dem Komma abspielt. Die vorhandenen wirtschaftlich erschließbaren Potenziale in D-A-CH seien nahezu ausgeschöpft, liest man vielerorts. Andere Quellen sehen das anders. Nicht nur aus Gründen von Landschaftsschutz und Tourismus werden manche Potenziale ausgespart (Bild 3.4, Bild 3.5). Das kann man für richtig oder für falsch halten; Gründe lassen sich für beides finden.

Zu denken gibt ein Vergleich mit Norwegen: Dort ist der Stromverbrauch pro Kopf etwa 3 Mal so hoch wie in der EU. Man heizt dort vorwiegend mit Nachtspeicherheizungen (bzw. zum Teil mit elektrischer Direktheizung, denn den gesamten Verbrauch in die Nacht zu verlegen hat auch keinen Sinn). Strom ist in Norwegen schlicht und ergreifend spottbillig, denn er wird zu 98% aus Wasserkraft erzeugt – natürlich vorwiegend in großen Anlagen. Norwegen hat einfach Glück, denn

  • es ist dünn besiedelt,
  • hat viele Berge
  • und »schlechtes Wetter«.

Unter diesen Umständen ist auch der Einsatz elektrischer Raumheizungen »grün«, aber dieses Glück haben nur wenige Länder (Brasilien und Kanada; Österreich und die Schweiz zum Teil).

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Stauwasserkraft

Dabei ist es überaus wichtig, zwischen Laufwasserkraft und Stauwasserkraft zu unterscheiden. Im Falle Norwegens kann – nein, muss aus geografischen Gründen und eben weil sich der Markt so darstellt wie ausgeführt – vorwiegend von Stauwasserkraft ausgegangen werden. Nach der reinen, klaren Lehre (z. B. Elektrische Energietechnik, Fachhochschule Dortmund, anno 1986) las sich der Unterschied so:

  • »Stauwasserkraft« ist Gewinnung elektrischer aus potenzieller Energie (Lageenergie) aus hoch oben auf dem Berg lagernden großen Wassermassen, die man dann ins Tal herab fließen lässt.
  • »Laufwasserkraft« ist dagegen die Gewinnung elektrischer aus kinetischer Energie fließenden Wassers, das man abbremst, also die Fließgeschwindigkeit mindert.

Die Stauwasserkraft ist die wertvollste elektrische Energie überhaupt, da sie nahezu beliebig zu- und abschaltbar ist – und das auch noch innerhalb kaum schlagbar kurzer Zeiten. Nur Batteriespeicher könnten schneller reagieren. Auch die Reichweite der Stauwasserkraftwerke als Energiespeicher ist unerreicht. Daher erübrigen sich Einspeiseprofile hierzu ebenso wie für die »konventionellen« Kraftwerke (die »anderen konventionellen«, wie der eine Teil der Energiewelt es ausdrücken würde).

Laufwasserkraft

Doch auch zu Kleinwasserkraftwerken in Deutschland ließ sich nur ein einziges Einspeiseprofil finden (Bild 3.3). Eine entsprechende Angabe fehlte, doch muss es sich um Laufwasserkraft handeln, da diese Anlagen vom Prinzip her über keine Speicher verfügen. Also was bleibt nun von obiger reiner, klarer Lehre übrig, wenn man diese auf einen Beispielfall anwendet? Nimmt man etwa an, die Fließgeschwindigkeit eines Flusses mit 100 m Breite und 2 m Tiefe werde von 2 m/s auf 1 m/s abgebremst, so gelangt man durch nachstehende Überlegung auf das theoretische Potenzial:

Der Massestrom beträgt (mit 1000 kg/m³ als Dichte des Wassers)

Vor der Staustufe errechnet sich die kinetische Energie der Menge Wasser, die in einer Sekunde vorbei strömt, nach

Mit der Definition der Einheit Newton für die Kraft als

ergibt sich die kinetische Energie der Menge Wasser, die in einer Sekunde vorbei fließt, zu

Die verbleibende kinetische Energie hinter der Staustufe beläuft sich auf

und die aus dem Wasser im Idealfall heraus zu holende Differenz

– und das jede Sekunde, also 600 kWs/s; macht eine Leistung von 600 kW, denn Leistung ist Energie pro Zeit. Das ist nicht gerade überwältigend, denn schließlich ist die mit ihrem Quadrat in die Rechnung eingehende Geschwindigkeit von Fließgewässern recht gering. Tatsächlich steckt mehr in einem – heute eher so genannten – »Flusskraftwerk«. Der Unterschied liegt wieder einmal zwischen Theorie und Praxis, denn in der Praxis verfügen diese Kraftwerke eben doch über eine Staumauer, die den Fluss einen oder wenige Meter aufstaut. Angenommen, die Mauer sei nur 1,5 m hoch. Wenn der Fluss je Sekunde 400 m³ Wasser – ein Gewicht von 4 MN – führt, macht das

Das ist schon das 10-Fache der Leistung, die aus dem Abbremsen des Flusses gewonnenen werden kann. Nebenbei bedingt das Abbremsen auf die halbe Geschwindigkeit auch, dass der Fluss hinter dem Kraftwerk den doppelten Querschnitt hat wie vorher – und dies über eine sehr lange Strecke, ehe er sein altes Tempo ganz allmählich wieder erreicht. Der Unterschied liegt aber darin, dass das Stauwehr am Fluss nicht gleichzeitig zur Erzeugung der Höhendifferenz und als Speicher dienen kann, sonst würde der Wasserspiegel vor der Mauer schwanken. Bei der geringen Höhe ist das nicht hinnehmbar; Stauwasserkraftwerke hingegen arbeiten mit einem so großen Höhenunterschied, dass diese Schwankung im Bereich einiger Prozent liegt. So ist beim Flusskraftwerk gewissermaßen die elektrische Stromstärke von der des Wassers abhängig – und die Erstellung eines Einspeiseprofils sinnvoll. Bei einer frei steuerbaren Einspeisung ist dies nicht der Fall. Standardisierte Einspeiseprofile von Kohle- oder Gaskraftwerken gibt es daher ebenso wenig wie von Stauwasserkraftwerken; allenfalls Protokolle der tatsächlich stattgefundenen Einspeisung. Bei Flusskraftwerken jedoch ist die Erstellung von Einspeiseprofilen sinnvoll, da diese Art der Erzeugung als eine jener anzusehen ist, die genommen werden müssen wie sie kommen.

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Pumpspeicherkraftwerke

<p>Vom Prinzip her sind Pumpspeicherkraftwerke keine Kraftwerke, also Anlagen zur Erzeugung elektrischer Energie, sondern Speicher für deren (indirekte) Lagerung (weil es direkt <a href="https://www.kupferinstitut.de/de/werkstoffe/anwendung/e-energie/energiewende/speicher.html" target="_blank">leider kaum geht</a>). Das Merkwürdige daran ist jedoch, dass sie dennoch oftmals den Wasserkraftwerken zugerechnet werden. Sofern es um die installierte Leistung geht, ist dies noch irgendwie berechtigt, doch selbst in dem Faltblatt <a href="https://shop.wvgw.de/Produkte/Informationsmedien/Erdgas-Energie/Broschueren-und-weitere-Printmedien/Stromzahlen-2017" target="_blank">»Stromzahlen 2017« des BDEW</a> sind in der Tabelle 5 »Netto-Erzeugung der allgemeinen Versorgung« die entsprechenden, von den Pumpspeicherkraftwerken eingespeisten Energiemengen in den Summen enthalten. Die zuvor zum Pumpen erforderlich gewordenen Entnahmemengen aus dem Netz finden sich aber nicht hier, sondern in Tabelle 7 »Bilanz der allgemeinen Versorgung«, denn sie stellen schließlich einen Verbrauch und keine Einspeisung dar, ebenso wie die Netzverluste. Beide Posten wurden hier jedoch in <a href="https://www.kupferinstitut.de/de/werkstoffe/anwendung/e-energie/energiewende/normung.html" target="_blank">Tabelle 1.1</a> integriert. Dabei fallen vier Dinge auf:</p>

<ul><li>Die installierte Pumpspeicherleistung liegt seit 2004 konstant auf 5,71 GW. Offenbar wurden seither weder Anlagen zugebaut noch außer Betrieb genommen.</li>

<li>Die von Pumpspeicherkraftwerken gelieferte beträgt nur gut 1% der insgesamt ins Netz gespeisten Energie. Diese Quote liegt damit noch niedriger als 2004.</li>

<li>Die zum Pumpen aufgewandte elektrische Energie belief sich 2017 auf 8,3 TWh, die im Generatorbetrieb, während das Oberbecken sich entleert (der Fachausdruck lautet »Turbinieren« und nicht etwa »Leerlauf«, was nahe gelegen hätte, aber unweigerlich zu Missverständnissen führen würde) zurück gewonnene elektrische Energie betrug 5,835 TWh. Hieraus lässt sich für die Pumpspeicherung in Deutschland sehr genau ein mittlerer Wirkungsgrad von 70,7% errechnen.</li>

<li>Die Auslastung der Pumpspeicherkraftwerke beträgt im Durchschnitt nur 1022 Volllast-Stunden im Jahr (<a href="https://www.kupferinstitut.de/de/werkstoffe/anwendung/e-energie/energiewende/normung.html" target="_blank">Tabelle 1.1</a>). Dies ist jedoch nicht erstaunlich, da sie eben für die Deckung von Bedarfsspitzen gebaut sind (und da diese Zahl sich nur auf den Generator- oder »Turbinierbetrieb« bezieht – tatsächlich müssen sich die Anlagen deutlich mehr als doppelt so lange in Betrieb befinden).</li></ul>

<p>Selbstverständlich gibt es auch Zwischenstufen, nämlich Pumpspeicherkraftwerke mit natürlichen Zuläufen, »Hybride« zwischen Stauwasser- und Pumpspeicherkraftwerk, so zu sagen »Plus-Energie-Pumpspeicherkraftwerke«, die mehr Energie liefern als sie verbrauchen.</p>

<p>Ein weiteres Objekt aus der Sammlung »klingt interessant, ist es aber nicht« stellt in diesem Zusammenhang ein Pilotprojekt dar, in dem vier Windturbinen mit jeweils 3,4 MW Nennleistung mit einem Pumpspeicherkraftwerk kombiniert werden. Die Turmfundamente der Windenergieanlagen werden dabei statt eines separaten Oberbeckens als Wasserspeicher genutzt, der umgerechnet etwa 70 MWh elektrische Energie <a href="http://www.vdi-nachrichten.com/Technik-Wirtschaft/Wind-Oberwasser" target="_blank">speichern</a> können soll. Leider wird nicht deutlich, ob sich diese Menge auf eine Anlage oder alle vier bezieht. Die übrigen Angaben (»insgesamt 160 000 m³ Wasser« und »200 m Höhenunterschied«, macht brutto 87,2 MWh) ermöglichen jedoch die Nachrechnung, dass sich die Zahl auf alle vier Anlagen beziehen muss. Dies entspricht leider nur einer Überbrückungszeit von 4 Stunden Flaute, was einem »ganz normalen« Pumpspeicherkraftwerk entspricht, wie sie seit den Anfängen der Elektrifizierung zur Anpassung an den Tageslastgang eingesetzt werden. Das genannte Ziel von 8 500 Betriebsstunden im Jahr dürfte sich damit kaum erreichen lassen. Auf keinen Fall kann es sich um Volllast-Stunden handeln. Vielleicht hat man einfach die Betriebszeiten der beiden an sich unabhängigen, nur willkürlich am selben Ort angeordneten Anlagen – der Windkraftgeneratoren und des Pumpspeicherkraftwerks – addiert. Man könnte auch die Betriebsstundenzahlen eines Mähdreschers und eines Heuwenders addieren, damit die Zahlen etwas größer werden.</p>

<p>Die Kosten der Anlage werden mit 70 Millionen Euro angegeben. Nicht angegeben wird dabei leider, welcher Anteil hiervon speziell auf die Speichertechnik entfällt und wie viel die Windturbinen an sich ohnehin gekostet hätten. Durchforscht man diverse Quellen, so kommt man für vier Anlagen dieser Größe auf knapp 15 Millionen Euro; bleiben also gut 55 Millionen Euro für den Speicher, entsprechend 785 €/kWh Speicherkapazität – fast das 10-Fache des Pumpspeicherkraftwerks von Goldisthal. Zu diesem Preis bekäme man auch einen <a href="https://www.kupferinstitut.de/de/werkstoffe/anwendung/e-energie/energiewende/speicher.html#c11925" target="_blank">Akkumulatorspeicher</a> – der einen noch deutlich höheren Wirkungsgrad aufwiese.</p>

<p>Als typischer Wert für die eingesetzte Lagerkapazität werden Mengen für etwa 3 bis 6 Stunden Betrieb <a href="http://www.leonardo-energy.org/microsite/90/towards-a-flexibility-tracker-in-electricity-systems-57a1a4dc9d375" target="_blank">angegeben</a>. Na bitte, das passt doch – für <i>diesen</i> Zweck, nämlich den eines herkömmlichen Pumpspeicherkraftwerks. Der gesuchte Saisonalspeicher bräuchte eine Lagerkapazität für etwa 3 bis 6 Wochen Betrieb – macht eine Lücke vom Faktor 168. Das eigentliche Problem ist damit also noch nicht einmal angesprochen, geschweige denn »adressiert«.</p>

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Wind

Etwas befremdlich ist, dass es sich im Bereich der Fotovoltaik eingebürgert hat, die Nennleistung in Watt peak [Wp] anzugeben. Dies dient zur Klarstellung, dass diese Leistung nicht dauernd, sondern im Gegenteil nur selten, nur kurzzeitig oder nie erreicht wird. Das ist zwar logisch, aber überflüssig zu erwähnen und wäre außerdem, wenn schon, dann für Wind und Laufwasserkraft ebenso anzuwenden. Daher unterbleibt diese Unterscheidung, die eigentlich keine ist, hier in allen Fällen. Anderenfalls müsste man auch z. B. die Leistung eines PKW-Motors in [kWp] angeben, denn wann läuft der schon mal mit Vollgas bei Nenndrehzahl?

Für Daten zur Einspeisung von Windenergie ist der Übertragungsnetzbetreiber TenneT, dessen Versorgungsgebiet mit einer der vier Regelzonen identisch ist, eine wahre Fundgrube. Auf einer speziellen Internet-Seite lässt sich der tatsächliche Ertrag nahezu in Echtzeit verfolgen: Nur einen halben Tag alt sind die jeweils neuesten Werte. Dazu gibt es eine »prognostizierte Windenergie-Einspeisung«. Sie basiert »auf einer Kombination von mehreren Windenergie-Einspeisungsprognosen mit Stand 8:00 Uhr für den Folgetag. Die Veröffentlichung erfolgt täglich 18:00 Uhr für den gesamten folgenden Tag«. Außerdem kann man sich die Viertelstundenwerte ab 2006 in Monatstabellen im Format Microsoft Excel herunterladen, was die Auswertung ganz erheblich erleichtert. Dabei fällt auf:

Bild 3.6: Einspeisung Wind, Tagesprognose und Messung (TenneT) sowie Einspeiseprofil (EWE) in 15-min-Werten
Bild 3.6: Einspeisung Wind, Tagesprognose und Messung (TenneT) sowie Einspeiseprofil (EWE) in 15-min-Werten
  • Die Prognosewerte stimmen ziemlich genau (Bild 3.6, Bild 3.7) – ganz im Gegensatz zu dem bei EWE vorgefundenen Einspeiseprofil, da diesem keine Wettervorhersage, sondern ein mehr oder weniger langjähriges »Durchschnittswetter« zu Grunde liegt. Schließlich besteht gut die Hälfte der heutigen Windkraft-Einspeisung schon seit über 10 Jahren. Damit ist die Erstellung eines halbwegs genauen Profils schon möglich, und genauer geht es dann eben nicht, da das Wetter das Klima dominiert.
  • Nebenbei fällt bei diesem Thema wieder eine Diskrepanz zwischen Wirklichkeit und Öffentlichkeit auf: In der öffentlichen Wahrnehmung steht die Windkraft auf hoher See (zu Deutsch »offshore«) im Brennpunkt des Interesses (wenn nicht gar im Fokus). Während dessen wird die Stromerzeugung aus Wind für 2014 mit 51,2 TWh onshore und 1,2 TWh offshore angegeben. Auf der entsprechenden Webseite weist der Übertragungsnetzbetreiber TenneT allein für sein Gebiet ebenfalls den Offshore-Anteil getrennt aus. Das sind dort 1,1 TWh von 23 TWh Wind insgesamt.
  • Veröffentlichungen weisen in letzter Zeit mehrfach darauf hin, die Erzeugung auf See sei deutlich teurer (auf den – erwarteten – Energie-Ertrag bezogen). Attraktiv ist an den Standorten auf See neben der Verfügbarkeit der Fläche auch die höhere Verfügbarkeit der Anlagen: Dort weht fast immer Wind; Total-Ausfälle wegen Flaute gibt es kaum. Man erntet also nicht nur mehr Energie pro installierte Leistung, sondern auch ein besseres Einspeiseprofil, das dem gewünschten Ideal durchgehender Verfügbarkeit etwas näher kommt als an Land.
  • Weiterhin ist bei der Windkraft neben der Tendenz zu größeren Einheiten auch ein Trend hin zur Anordnung in Windparks zu beobachten, also im Prinzip in zweifacher Hinsicht eine »Zentralisierung der dezentralen Einspeisung«. Dies ist eindeutig auf die Kostenstrukturen gemäß dem Skalierungsgesetz zurück zu führen.
Bild 3.7: Einspeisung Wind, Tagesprognose und Messung (TenneT) sowie Einspeiseprofil (EWE) in Tages-Mittelwerten
Bild 3.7: Einspeisung Wind, Tagesprognose und Messung (TenneT) sowie Einspeiseprofil (EWE) in Tages-Mittelwerten

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Fotovoltaik

Bild 3.8: Tagesprognose und tatsächlicher Ertrag (TenneT) sowie Solarprofil »ES0« (EWE) für die Woche mit dem längsten Tag des Jahres
Bild 3.8: Tagesprognose und tatsächlicher Ertrag (TenneT) sowie Solarprofil »ES0« (EWE) für die Woche mit dem längsten Tag des Jahres

Für Fotovoltaik gilt ebenfalls ein 12-Monats-Rhythmus. Natürlich wird dieser – Sommer (Bild 3.8) wie Winter (Bild 3.9) – durch einen entsprechenden Tages-Rhythmus überlagert. Ein tatsächliches gemessenes Solarprofil ließ sich jedoch nur in einem Fall finden – wiederum bei TenneT. Auch hier, wie bei Wind, finden sich detaillierte Daten – gemessene Werte ebenso wie eine Tagesprognose für den jeweiligen Folgetag. »Die Daten zur tatsächlichen Höhe der physikalischen Photovoltaikenergie-Gesamteinspeisung in der Regelzone der TenneT TSO GmbH basieren auf einer Hochrechnung der Einspeisewerte online gemessener repräsentativer Photovoltaikanlagen«, heißt es dort.

Bild 3.9: Tagesprognose und tatsächlicher Ertrag (TenneT) sowie Solarprofil »ES0« (EWE) für die Woche mit dem kürzesten Tag des Jahres
Bild 3.9: Tagesprognose und tatsächlicher Ertrag (TenneT) sowie Solarprofil »ES0« (EWE) für die Woche mit dem kürzesten Tag des Jahres

Nur allzu deutlich fällt aber auch hier auf, wie stark die tatsächliche Einspeiseleistung im gesamten Zeitbereich von dem synthetischen Lastprofil abweicht (Bild 3.10). Lägen tatsächliche Einspeiseprofile aus anderen Jahren vor, so würde sich möglicherweise zeigen, dass die Abweichungen dort ähnlich groß sind, jedoch in die jeweils andere Richtung laufen. Die »Stochastik« (Zufälligkeit) des Wetters ließe dies erwarten. Vor 10 Jahren jedoch lag die installierte Fotovoltaik-Leistung nur um 1 GW. Bis dahin hatte niemand ein Interesse an der Erstellung und Veröffentlichung entsprechender Einspeiseprofile. In nächster Zeit werden also wahrscheinlich noch viele Netzbetreiber Einspeiseprofile für Fotovoltaik erstellen und zum Teil wohl auch öffentlich zugänglich machen.

Bild 3.10: EWE-Profil Fotovoltaik, tatsächliche Einspeisung TenneT 2014 und die zugehörige Tagesprognose
Bild 3.10: EWE-Profil Fotovoltaik, tatsächliche Einspeisung TenneT 2014 und die zugehörige Tagesprognose

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Biomasse

Merkwürdigerweise finden sich vereinzelt auch Einspeiseprofile für Biogas aus Biomasse. Gar nicht merkwürdig ist, dass hierfür durchweg das Bandlastprofil eingesetzt wird, denn Biomasse passt überhaupt nicht in die Reihe der anderen regenerativen Energiequellen, denen das Problem der stochastischen Verfügbarkeit anhaftet. Vielmehr kann Biogas, wie jedes andere Gas, das bieten, was bei den Regenerativen sonst nur die Stauwasserkraft zu bieten hat: Es lässt sich lagern.

Zur Zeit speist die durchschnittliche Biogas-Anlage über mehr als die Hälfte des Jahres ihre volle Leistung ein und liegt damit irgendwo zwischen Stein- und Braunkohle, keineswegs nahe Sonne oder Wind. Damit handelt es sich eigentlich um Grundlast. Vergrößert man den Gasmotor und den Generator entsprechend, erforderlichenfalls auch den Gasspeicher, dann ließe sich diese Kraftwerksgattung ganz gezielt nur in der Spitzenlast während der wenigen Stunden am Tag betreiben, wenn der Bedarf hoch und der Strom entsprechend richtig schön teuer ist. Als typischer Wert für die eingesetzte Lagerkapazität werden Mengen für etwa 3 bis 6 Stunden Betrieb angegeben. Na bitte, das passt doch – für diesen Zweck.

Warum wird davon offenbar so wenig Gebrauch gemacht, wie die Zahlen (Tabelle 1.1) schließen lassen? Dazu wäre die Förderpolitik zu durchleuchten, was hier nicht das Thema ist, doch feste Fördersätze pro eingespeiste Energie ohne Berücksichtigung des Zeitpunkts der Einspeisung können dazu nicht motivieren. Zum Einlagern des Gases im Sommer (wenn das »Grünzeug« anfällt) für den Winter fehlt allerdings ohnehin an derderzeitigen Lagerkapazität wiederum irgendetwas zwischen zwei und drei Nullen.

Man versucht auch, Biogas aus den Faulgasen der Kläranlagen in flüssige Treibstoffe umzuwandeln. »Damit steht es nicht in Konkurrenz zur Lebensmittelproduktion« und »Durch Aufbau eines Anlagennetzwerkes könnte die bundesweit verfügbare Windleistung abgefangen werden«, heißt es dort. Dazu jedoch müsste (zusätzlich zum Klärschlamm) zunächst geklärt werden, wie viel Klärschlamm denn überhaupt in Kläranlagen anfällt, und dies müsste wiederum zum Speicherbedarf ins Verhältnis gesetzt werden.