Das Stromnetz mit 100 % Erneuerbarer Energie

Behauptung:

Das Stromnetz bricht zusammen / es gibt einen Blackout, wenn wir unser Stromnetz nur mit Erneuerbaren bzw. Energie aus Wind und Sonne betreiben.

Falsch.

Richtig ist: Ein Stromnetz allein mit Wind- und Sonnenkraft zu betreiben ist natürlich Quatsch. Doch zusammen mit Kurz- und Langzeitspeichern wie Akkus und synthetischem Gas, flexiblen Lasten wie Elektroautos und Wärmepumpen und verstärkten Trassen innerhalb Europas ist der Betrieb des Stromnetzes mit 95-100 % Erneuerbaren Energien technisch und wirtschaftlich sehr gut realisierbar.

Energiewende – warum überhaupt?

Hat doch bisher auch ganz gut funktioniert, oder? Ja, hat es. Doch die Antworten und Lösungen auf Probleme der Vergangenheit (z.B. die Energieversorgung für Strom, Wärme und den Transport mit Kohle, Gas und Öl im letzten Jahrtausend) sind nicht zwangsweise auch gute und geeignete Lösungen für die Zukunft, in der wir damit gravierende Probleme mit dem Klimawandel bekommen würden. (Interessante Gedanken hierzu in Maja Göpels Vortrag „Wir können auch anders“, YouTube, Minute 18:03 bis 20:33.)

Oder, wie es Elon Musk in einem Vortrag aus 2015 zusammenfasst (Link zum YouTube-Video):

Es ist unvermeidbar, dass wir aus dem Zeitalter der fossilen Brennstoffe aussteigen, denn irgendwann gehen uns einfach die Brennstoffe aus, die wir abbauen und verbrennen können. Die Frage ist also eher, wann wir das Zeitalter verlassen – nicht ob. Wir müssen eine nachhaltige Energieversorgung erreichen, sonst geht uns die andere Energiequelle einfach aus.
Das Ziel ist es, das fossile Zeitalter so schnell wie möglich zu beenden.
Wenn wir warten und den Wandel aufschieben, verzögern wir im besten Fall nur den unvermeidlichen Übergang zu nachhaltiger Energie.
Im schlimmsten Fall jedoch gibt es mehr Vertreibungen und Zerstörungen als in allen Kriegen der Geschichte zusammen.
Es gibt etwa 3 % der Wissenschaftler, die an den besten Fall glauben [< 1 % laut neueren Studien] und etwa 97 % [mittlerweile > 99 %] der Wissenschaftler, die an den schlechten Fall glauben.
Deshalb nenne ich es: Das dümmste Experiment der Menschheitsgeschichte – jemals. Warum sollten wir so etwas machen?

Neben der Erschöpfung fossiler Energie zum Verbrennen und dem Klimawandel gibt es jedoch auch andere Gründe, warum wir regenerative, das heißt „erneuerbare“ Energie einsetzen sollten:

• Im Gegensatz zur fossilen Energieerzeugung, bei der wir laufend Rohstoffe verbrennen, fallen bei Wasserkraft-, Photovoltaik-, Windkraft- und Geothermiekraftwerken keine laufenden Kosten für Brennstoffe an. Wasser, Sonne und Wind schicken keine Rechnung! Lediglich die (relativ geringen) Wartungs- und Instandhaltungskosten müssen gedeckt werden (die auch bei fossilen Kraftwerken hinzukommen).
• Die für die Produktion, Installation und Wartung benötigten (und ggf. importierten) Rohstoffe können – im Gegensatz zu tonnenweise verbrannter Kohle sowie Öl und Gas – wieder recycelt und für neue Anlagen eingesetzt werden.
• Das macht uns langfristig nicht nur unabhängig von fossilen Importen mit oftmals mehr als fragwürdiger Herkunft und den damit verbundenen globalen Preisschwankungen in Krisenzeiten, sondern hilft uns auch dabei, Einnahmen aus der Energiewirtschaft in der eigenen Heimat zu halten (z.B. an Handwerksbetriebe, Elektriker, Windanlagenhersteller, …), statt sie (vorwiegend für fossile Rohstoffimporte) nur an einzelne Energieriesen im In- und Ausland abzugeben.
• Zudem entsteht lokal weniger Luftverschmutzung. Laut der Europäischen Umweltagentur starben allein in Europa schätzungsweise 178.000 Menschen pro Jahr vorzeitig aufgrund von Feinstaub, Stickstoffdioxid und bodennahem Ozon [1].

Das Problem mit den Erneuerbaren

Kohle- und vor allem Gaskraftwerke haben einen entscheidenden Vorteil, den Windkraft- und Solaranlagen nicht haben: Sie können Strom dann erzeugen, wenn er benötigt wird, ob in der Nacht oder bei Tag, bei bedecktem Himmel oder bei Windstille, d.h. die erzeugte Leistung kann (innerhalb gewisser Grenzen) flexibel eingestellt werden. Die im Stromnetz eingespeiste Energie muss zu jedem Zeitpunkt recht genau der Energie entsprechen, die abgenommen wird. Wird mehr Energie vom Netz abgerufen, als eingespeist wird, sinkt die Netzfrequenz und es würde nach einiger Zeit zu einem Stromausfall kommen.

Genau genommen können jedoch auch fossile Kraftwerke und AKWs nicht 100 % zuverlässig Strom erzeugen. So waren Ende 2021 fast 30 % (bzw. 15 von 56) der französischen AKW außer Betrieb und Frankreich war auf massive Energieimporte aus dem Ausland angewiesen, unter anderem auch Deutschland. Die Kraftwerke sind in die Jahre gekommen und daher fehleranfälliger geworden – zudem werden allein die bestehenden französischen AKWs bis 2030 rund 100 Milliarden Euro für Nachrüstungen und Reparaturen verschlingen. (Update November 2022: Zwischenzeitich waren sogar rund die Hälfte (27 von 56) der AKW außer Betrieb.)Beim großen Blackout in Texas im Februar 2021 – mitten in einem eisigen Winterchaos, das nicht zuletzt auch durch den Klimawandel so unerwartet stark ausfiel – froren massenweise Gasleitungen ein, weshalb Gaskraftwerke nicht mehr Strom und Wärme produzieren konnten. Kohle- und Atomkraftwerke, die auf Kühlwasser aus Flüssen angewiesen sind, mussten auch in Deutschland schon mehrmals im Hochsommer ihre Leistung drosseln, weil die Flusspegel aufgrund anhaltender Dürre zu niedrig und die Wassertemperaturen aufgrund lang anhaltender Hitzewellen zu warm waren. Ein Problem, dass durch den Klimawandel weiter befeuert wird.

Energiesicherheit ist ein sehr hohes Gut in Europa und insbesondere in Deutschland und deshalb soll ein großflächiger Blackout verhindert werden. Das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE schreibt dazu [2]:

Deutschland verfügt über eines der zuverlässigsten Stromnetze in Europa. Ziel der VDE FNN Aktivitäten ist es, diese Spitzenstellung auch bei einem weiter steigenden Anteil erneuerbarer Energien in den Netzen zu erhalten. Um den Fortschritt bei diesem Ziel zu monitoren, sind fortlaufende und präzise Daten über die Zuverlässigkeit der Netze nötig. VDE FNN veröffentlicht dazu jährlich eine eigene Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik.
[…] Nur 12,1 Minuten betrug 2021 die durchschnittliche Strom-Unterbrechungsdauer pro Kunde ohne Fälle höherer Gewalt (auch Nichtverfügbarkeit genannt), zuzüglich 9,2 Minuten durch höhere Gewalt (wie z.B. Überflutungen). Deutschland ist bei der Zuverlässigkeit der Stromversorgung international an der Spitze.

Der VDE vergleicht die Strom-Unterbrechungsdauer verschiedener Länder: So lag dieser Wert in Frankreich bei etwa 50 Minuten und in den USA sogar bei etwa 1 ½ Stunden pro Jahr!
Die Strom-Unterbrechungsdauer in Deutschland sinkt tendenziell sogar: 2006 lag dieser Wert (ohne Fälle höherer Gewalt) laut Statista noch bei etwa 20 Minuten [3]. Die Verfügbarkeit der Stromversorgung hat sich also sogar erhöht und das wohlgemerkt mit steigendem Anteil Erneuerbarer Energie.

Das Problem der „volatilen“ Energieerzeugung aus Erneuerbaren Energien wie Windkraftanlagen (WKA) und Photovoltaik (PV) ist aus technischer Sicht eine Hürde und kein Hindernis.

Zuverlässige und nachhaltige Stromversorgung mit Erneuerbaren

Es gibt eine Reihe von Möglichkeiten, die Energiewende mit volatilen Energiequellen erfolgreich, zuverlässig und bezahlbar zu gestalten:

1. 

   Noch mehr Erneuerbare: So doof es klingt, aber bis zu einem gewissen Grad ist es auch finanziell durchaus sinnvoll (und für ein hochgradig erneuerbares Energiesystem sogar notwendig), mehr regenerative Kraftwerke zu installieren, als zu manchen Zeiten des Jahres nötig wären. Damit ist auch in Zeiten, in denen Sonne und Wind nicht ihr Bestes geben, die Stromversorgung mit 100 % Erneuerbaren möglich. Überschüssige Energie ist kein Problem, sondern eine Chance! Sollte der Wind dann doch stärker wehen und die Sonne mehr hergeben, als Speicher, flexible Lasten und Nachbarländer aufnehmen können: Abschalten von Windenergie- (WEA) und PV-Anlagen geht immer und ist kein Problem, sondern heute schon Standard (in der Regel vollautomatisch, durch festgelegte Spannungs-/Frequenzkennlinien in den Netzanschlussbedingungen für Stromerzeuger (Requirements for Generators, RfG) und Einspeisemanagement).
   Wasserkraft in Deutschland ist übrigens schon recht gut ausgenutzt. Das noch vorhandene, ungenutzte Potenzial liegt bei etwa 10-20 TWh/Jahr [4], also (immerhin) etwa 2-4% des jährlichen deutschen Stromverbrauchs. Den Großteil des Zubaus werden wir allerdings bei Solar- und Windenergie sehen.

2. 

   Regelbare erneuerbare Energie: Auch wenn manchmal der Eindruck erweckt wird: Nicht alle regenerativen Stromerzeuger sind volatil bzw. wetterabhängig! Biomasse-, Geothermie- und einige Wasserkraftwerke (Speicher-, nicht aber Laufwasserkraftwerke) können ihre Erzeugung durchaus flexibel steuern. In der Vergangenheit wurde dieses Potenzial bei Biomassekraftwerken leider nicht wirklich genutzt (was sich derzeit jedoch zunehmend ändert). Für Geothermie gibt es regional sehr unterschiedliche Bedingungen – auch wenn ein signifikantes, wirtschaftlich nutzbares Potenzial in Deutschland durchaus vorhanden ist!

3. 

   Verstärkte Trassen im Inland und zu Nachbarländern: Stromhandel zu Nachbarländern wird in der Öffentlichkeit oft negativ dargestellt, tatsächlich ist dieser aus finanzieller Sicht jedoch sehr vorteilhaft. Wenn ein Nachbarland zu bestimmten Zeiten günstiger Energie bereitstellen kann (beispielsweise Österreich oder Norwegen aus Pumpspeicherkraftwerken) als ein anderes Land (z.B. Deutschland aus fossilen Gaskraftwerken), warum sollte dieser Vorteil nicht genutzt werden, wenn es den Strompreis für Verbraucher senkt? Insbesondere innerhalb der EU, in der Handel und Planung verlässlicher betrieben werden kann als beim Import fossiler Energieträger mit oftmals fraglicher Herkunft, wird daher seit Jahren ein verstärkter Stromhandel angestrebt.
   Gleichzeitig können dadurch regionale Unterschiede bei der Stromerzeugung aus volatilen und wetterabhängigen Energieerzeugern wie Windenergie- und PV-Anlagen besser ausgeglichen werden. Überschüssige Windenergie in Norddeutschland kann beispielsweise über die Nordlink-Trasse in norwegischen Pumpspeicherkraftwerken eingespeichert werden und zu einem späteren Zeitpunkt wieder abgegeben werden. Da die Grenzkosten von Windenergie und Pumpspeicherkraftwerken oftmals niedriger sind, als die von Steinkohle- und Gaskraftwerken, hat dies (je nach Brennstoffpreis gewaltige) finanzielle Vorteile für die Stromkunden in Deutschland – ganz unabhängig von den niedrigeren Emissionen.

4. 

   Demand Side Management (DSM): Einige Geräte verbrauchen relativ viel Strom, oftmals ist es aber nicht so wichtig, wann genau der Strom verbraucht wird.
   Dazu gehören beispielsweise Elektroautos: Für die in Deutschland durchschnittliche Fahrstrecke von etwa 40 km/Tag werden ca. 8 kWh Strom benötigt (Annahme: 20 kWh/100 km inklusive Ladeverlusten). Werden die Elektroautos über Nacht oder während der Arbeitszeit beim Arbeitgeber geladen, ist diese Energiemenge schnell nachgeladen (<1h am 11 kW AC-Ladepunkt), obwohl das Auto mehrere Stunden an der Ladesäule hängt. Durch attraktivere Preise für netzdienliches Laden ergibt sich daraus deutschlandweit ein gewaltiges Potenzial zur Lastverschiebung, denn schon heute liegt die kumulierte Leistung aller AC-Ladepunkte laut www.mobility-charts.de bei über 5 GW (wobei allerdings typischerweise nur ein kleiner Teil im Ladebetrieb ist) [5].

   

   Auch Wärmepumpen können einen Beitrag leisten: Diese Effizienzwunder speichern Wärme oft in Pufferspeichern, bevor diese für Warmwasser oder zum Heizen verwendet wird. Strombezug und Wärmeabgabe sind somit zeitlich nicht direkt gekoppelt, wodurch sich ein Flexibilitätspotenzial beim Stromverbrauch von einigen Minuten bis mehreren Stunden ergibt.
   Ähnlich dazu können auch Kühlhäuser (beispielsweise in der Lebensmittelversorgung) so betrieben werden, dass die Stromnachfrage tendenziell mehr am Stromangebot gekoppelt ist, indem beispielsweise das zulässige Temperaturfenster sinnvoller ausgenutzt wird. Einige Firmen nutzen DSM in Kühlhäusern schon seit 2005, das Potenzial ist jedoch bei weitem noch nicht ausgeschöpft.
   Auch bei der Belüftung und Klimatisierung gibt es Flexibilitätspotenziale, insofern diese den Komfort nicht nennenswert beeinträchtigen.
   In der Stahl-, Chemie- und Papierindustrie gibt es ebenfalls Flexibilitätspotenziale, jedoch kommt es dort sehr auf die Anwendung an. In einigen Anwendungen wird (und wurde schon in der Vergangenheit) durch „Lastabwurf“ ein Mangel an Strom bei unvorhergesehenen Ereignisse kompensiert, beispielsweise bei Ausfällen großer fossiler Kraftwerke oder größeren Fehlern im Stromnetz. Aufgrund der entstehenden finanziellen Schäden bei den Produktionsprozessen wird dies entsprechend hoch vergütet und ist nicht für den Regelbetrieb geeignet.

5. Speicher: Die wahrscheinlich größten Bedenken haben Skeptiker der Energiewende bei der Speicherung von Energie: Wie sollen diese „Zufallsstromerzeuger“ ohne Speicher jemals unseren Stromverbrauch decken können? Die Sorgen sind nachvollziehbar, sollten aber nicht in Panik und Hysterie ausarten. Schon heute gibt es bereits einige Speicher:

   • 

     Pumpspeicherkraftwerke (PSK) werden weltweit seit vielen Jahren eingesetzt. Die deutschen PSK können laut energy-charts.info maximal 9,8 GW abgeben. Laut BNetzA befinden sich davon 6.2 GW in Deutschland und 3.6 GW sind „Grenzkraftwerke“ in Österreich und Luxemburg mit direkter Anbindung in das deutsche Stromnetz [6]. Die in Deutschland befindlichen Kraftwerke haben eine Speicherkapazität von rund 37 GWh [7], [8].
     Das Potenzial ist jedoch noch nicht vollständig ausgenutzt! Einige PSK könnten neu gebaut, wieder in Betrieb genommen oder vergrößert werden, allerdings wurden viele Projekte durch die politisch motivierte Änderungen, beispielsweise die Netznutzungsentgeltpflicht für Speicher, oder durch zu geringe Unterschiede der Spotmarkt-Strompreise wieder eingestellt oder nicht umgesetzt. Bei steigendem Anteil Erneuerbarer werden zeitliche Preisunterschiede am Strommarkt jedoch stärker ausgeprägt sein, als bisher. Allein in der durch den russischen Angriffskrieg hervorgerufenen fossilen Energiekrise hätten sich die Betreiber von den geplanten PSK eine goldene Nase verdienen können, da die Strompreise nicht selten zwischen weniger als 5 ct/kWh (bei gutem Angebot an Solar- und Windenergie) und mehr als 50 ct/kWh (wenn sehr viele Gaskraftwerke im Einsatz waren) schwankten – Preisunterschiede, die die Betriebskosten von PSK um mehr als das 10-fache übersteigen.
     Unabhängig davon gibt es ein enormes ungenutztes Potenzial in den Nachbarländern, beispielsweisem Süden Norwegens (1242 GWh!) oder auch in den Alpen (303 GWh), welches durch bereits erwähnte verstärkte oder neu gebaute Stromtrassen mitnutzen lässt.

   • 

     Stationäre Batteriespeicher: Im September 2022 waren laut energy-charts.info Batteriespeicher mit einer Kapazität von rund 5 GWh und einer Anschlussleistung von etwa 3 GW installiert. Selbstverständlich ist das noch ein Tropfen auf den heißen Stein, jedoch gab es in der Vergangenheit auch noch kaum einen Anlass dazu, Energie mit Batterien zu speichern: Technisch gesehen, weil es schlichtweg kaum „überschüssige“ Energie gab, und wirtschaftlich gesehen, weil die Spotmarktpreise über den Tag verteilt zu geringe Schwankungen hatten, um die bisher noch recht teuren Speicher in angemessener Zeit zu amortisieren. Durch den schnellen Preisverfall und den Bedarf an Speichern gibt es jedoch auch hier einen großen Ausbau. Aus einer Gesamtsystemsicht lohnen sich hier am ehesten Großspeicher, da sie die geringsten Kosten pro kWh haben (laut der Marktübersicht für Groß- und Gewerbespeicher in pv-magazine.de etwa 150-590 €/kWh).

   • Automobile Batteriespeicher (Vehicle-to-Grid, V2G): Wie bereits angemerkt, benötigen Elektroautos für den Fahrbetrieb im Schnitt um die 8 kWh/Tag. Die durchschnittliche Batteriegröße von derzeit verkauften Elektroautos beträgt hingegen etwa 50 kWh, also mehr als 6x mal so viel, wie auf täglicher Basis genutzt wird. Eine vielversprechende Idee ist es nun, einen Teil der Kapazität der Fahrzeugbatterie zur Integration Erneuerbarer Energien und der Stabilisierung des Stromnetzes zu verwenden. Wie bei anderen Energiespeichern auch, könnte dies entsprechend vergütet werden, wodurch überhaupt erst ein Anreiz dazu besteht, die Batterie für solche Zwecke bereitzustellen.
     Um das Potenzial von Vehicle-to-Grid zu skizzieren: Schon im Juli 2022 hatten die rund 800.000 batterieelektrischen Pkw auf deutschen Straßen eine kumulierte Speicherkapazität von rund 40 GWh [5]. 30 Millionen Elektroautos mit dieser Batteriegröße (ein durchaus denkbares Szenario für die nächsten 10-20 Jahre) hätten in Summe eine Batteriespeicherkapazität von 1500 TWh, was in etwa dem derzeitigen täglichen Stromverbrauch entspricht! Selbstverständlich wäre bei weitem nicht die gesamte Kapazität nutzbar: Zum einen dienen die Fahrzeuge ja primär als Transportmittel (wobei nicht mal zu Stoßzeiten mehr als 10% des Fahrzeugbestands in Bewegung ist, vgl. S.75 / Abbildung 45 in [9]), zum anderen können oder möchten das Fahrzeug nicht alle Besitzer ständig mit einem Ladeanschluss verbinden, um es für V2G zur Verfügung zu stellen.

   • 

     Gasspeicher: Das vermutlich größte Speicherpotential liegt in Deutschland bei den bereits seit Jahrzehnten vorhandenen Gasspeichern. Denn auch ohne Energiewende mussten wir bereits in der Vergangenheit und Gegenwart enorme Mengen an Energie in Form von Erdgas speichern, das im Wesentlichen aus Methan (CH₄) besteht. Allein die bestehenden Speicher (Untergrundspeicher wie Kavernen- und Porenspeicher oder Behälter wie z.B. Kugelgasbehälter) sind in der Lage 228 TWh (also 228 000 GWh!) Methan zu speichern. [Update April 2023: Laut GIE (Gas Infrastructure Europe) / AGSI sind es sogar mehr als 240 TWh.] Während Pump- und Batteriespeicher Energie wirtschaftlich sinnvoll nur für einige Minuten, Stunden bis maximal Tage speichern, sind Gasspeicher als Langzeit- bzw. Saisonspeicher überlegen.
     Durch einen Mix aus verschiedenen Erneuerbaren und Kurzzeitspeichern ist auch in Deutschland ein Anteil Erneuerbarer Energien von über 80 % technisch und wirtschaftlich möglich. Insbesondere PV- und Windenergie ergänzen sich saisonal hervorragend. Für eine erfolgreiche Energiewende werden jedoch Langzeitspeicher benötigt, die eine zuverlässige Energieversorgung auch in den wenigen kritischen Tagen bis Wochen, in denen weder Solar- noch Windenergie nennenswerte Mengen an Strom produzieren, garantieren können. Durch das Konzept „Power-to-Gas“ (P2G) kann zu Zeiten mit einem hohen Angebot an volatiler Energieerzeugung mittels Strom durch Elektrolyse aus Wasser (H₂O) Wasserstoff (H₂) und zusätzlich aus CO₂ Methan (CH₄) erzeugt werden („Methanisierung“). Die erzeugten Gase können zu einem späteren Zeitpunkt in Brennstoffzellen direkt verstromt werden oder durch Verbrennung in Gaskraftwerken oder zum Heizen in Strom und/oder Wärme umgewandelt werden. Leider sind diese Prozesse wesentlich ineffizienter als die Speicherung in Batterien oder Pumpspeicherkraftwerken, wodurch dieser Prozess (insbesondere auch aufgrund der höheren Kosten) vorwiegend dort eingesetzt werden sollte, wo eine elektrische Speicherung und Weiternutzung nicht sinnvoll möglich ist.
     Die Effizienz Strom → Wasserstoff durch Elektrolyse beträgt etwa 60-80 %. Wird das Wasserstoff anschließend methanisiert, wird in der Kette Strom → Methan ein Wirkungsgrad von rund 40-55 % erreicht [10], [11], [12], [13], [14]. Durch Nutzung der dabei entstehenden Abwärme kann die Effizienz weiter gesteigert werden – was natürlich voraussetzt, dass die Wärme zu diesem Zeitpunkt und an diesem Ort auch benötigt wird [14].
     Bei der Rückgewinnung von Strom mithilfe von Brennstoffzellen liegt der Wirkungsgrad für Wasserstoff/Methan → Strom bei rund 32-60%. Wird die entstehende Abwärme mitgenutzt, steigt der Gesamtwirkungsgrad sogar auf rund 90 % [11], [15], [16] wird.
     Methan kann zudem in bestehenden fossilen Gaskraftwerken verbrannt werden, wobei Wirkungsgrade von etwa 30 % bei der Verstromung in Gasturbinen und bis zu 60-85 % bei Mitnutzung der Abwärme (GuD/KWK), z.B. für Fernwärme, erreicht werden können.
     Unterm Strich lassen sich so schon heute Round-Trip Effizienzen von 20 bis 50 % (Strom → Wasserstoff → Strom) bzw. 12 bis 50 % (Strom → Methan→ Strom) erzielen. Neben den Investitionskosten in die Anlagen entstehen bei P2G also hohe Energie-Kosten durch die verlustbehafteten Umwandlungsprozesse, weshalb diese Speicherform sich nur dann lohnt, wenn keine günstigeren Speicherformen zum Einsatz kommen können. Die Speicherung von Erdgas und Wasserstoff selbst hat übrigens bezogen auf die eingespeicherte Energie vernachlässigbare Kosten [11].
     Auch wenn die Zahlen ernüchternd wirken: Ist Strom an sonnigen und/oder windreichen Wochen im Überschuss verfügbar, kann es durchaus sinnvoll sein, diesen für die Wochen einzuspeichern, in denen kaum Wind- und Solarenergie genutzt werden kann und Strom ansonsten lediglich von Strom aus Wasserkraft, Biomasse und fossilen Kraftwerken erzeugt werden könnte. Da die oft gefürchtete „kalte Dunkelflaute“ tatsächlich aber kein halbes Jahr am Stück, sondern realistischerweise nur etwa 2 Wochen im Jahr vorkommt und die involvierten Technologien zudem rasant günstiger werden, sind die Mehrkosten bezogen auf das Gesamtsystem nicht so gravierend, wie sie im ersten Moment erscheinen [17].
     

   • Weitere Speicher: Neben den hier vorgestellten Speichern gibt es beispielsweise auch noch Druckluftspeicher und verschiedene Arten von Wärmespeichern (eine für Laien verständliche Übersicht zu Speichertechnologien gibt es hier und hier). Noch ist unklar, welche Technologien sich wie und in welchem Umfang durchsetzen werden. Das hängt insbesondere von Entwicklungen in diesen Technologien oder zum Teil auch geografischen Gegebenheiten ab.
6. Fossile Energie als Backup: Zu guter Letzt: Der Worst Case in der Energiewende ist der Ist-Zustand! In den nächsten 10-15 Jahren werden wir mit Sicherheit nicht gänzlich ohne fossile Energie auskommen und das ist auch völlig in Ordnung, sofern wir die Menge an verbrannter fossiler Energie schnell und gravierend reduzieren. Selbst wenn 2-3 Wochen im Jahr fossile Kraftwerke auf Volldampf laufen – wenn wir die restlichen 50 Wochen ohne fossile Energie im Strommix auskommen, landen wir damit bei einem 95 % Erneuerbaren Stromsystem.
   Versorgungssicherheit ist und bleibt in Deutschland ein hohes Gut. Aus diesem Grund gibt es bereits heute schon Netz- und Kapazitätsreservekraftwerke sowie Kraftwerke in Sicherheitsbereitschaft, die innerhalb von 10 bis 11 Tagen aktiviert werden können.

Der Großteil der genannten Technologien ist bereits heute vorhanden und wirtschaftlich nutzbar. Es scheitert bisher im Wesentlichen am politischen Willen, geeigneten Rahmenbedingungen, in einigen Bereichen fehlenden Normen und Standards und der Bürokratie.

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Weitere Infos:

• „Würde da nicht das Licht ausgehen?“ – Beitrag von Volker Quaschning aus dem Jahre 2012 (der bereits vor 10 Jahren die Sorgen adressiert hat, die momentan immer lauter werden)
  https://www.volker-quaschning.de/artikel/2012-05-Licht-aus/index.php
• „Regenerative Energiesysteme“ – Prof. Volker Quaschning (Buch, ISBN 978-3-44647-163-4)
  https://www.volker-quaschning.de/publis/regen/index.php
• „Weltuntergang fällt aus“ – Buch von Jan Hegenberg (aka. „Der Graslutscher“), in dem die Energiewende für Laien erklärt wird – mit Humor gewürzt, aber im Kern auf fachlich korrekt (ISBN 978-3-83120-604-9)
  https://graslutscher.de/weltuntergang-faellt-aus/
• „How to Energiewende in 10 Jahren“ – Jan Hegenberg (mehrteiliger Blog-Beitrag zum Thema Energiewende)
  http://graslutscher.de/how-to-energiewende-in-10-jahren-teil-1-wo-soll-denn-die-ganze-energie-herkommen/
• „Die Wahrheit über erneuerbare Energien“ – Doktor Whatson (YouTube-Video zur Energiewende)
  https://www.youtube.com/watch?v=Mvm1KAAhVSA
• Beispielhafte Stromverläufe im Jahr 2045 aus der Fraunhofer ISE Studie 2021 – energy-charts.info
  https://energy-charts.info/charts/remod_power_profiles/chart.htm?l=de&c=DE
• Interaktive Simulation von zukünftiger Stromerzeugung und -verbrauch auf energy-charts.info, hier mit den Zielen und Annahmen der Bundesregierung für das Jahr 2030 (Stand Juni 2022: 215 GW PV, 115 GW Onshore- und 30 GW Offshore-Windenergie, 715 TWh/Jahr Stromverbrauch):
  https://energy-charts.info/charts/power_simulated/chart.htm
• „On the History and Future of 100% Renewable Energy Systems Research“ – Breyer, Khalili, Siavash et al. (Open Access Paper)
  https://ieeexplore.ieee.org/abstract/document/9837910

Quellenangabe:

@misc{europaische_umweltagentur_eua_sauberere_2022,
type = {Nachrichten},
title = {Sauberere {Luft} hätte 2019 in der {EU} mindestens 178 000 {Menschenleben} retten können — {Europäische} {Umweltagentur}},
url = {https://www.eea.europa.eu/de/highlights/sauberere-luft-haette-2019-in},
abstract = {2019 waren durch Luftverschmutzung bedingte Todesfälle und Krankheiten weiterhin eine große Belastung für Europa. Eine Untersuchung der Europäischen Umweltagentur (EUA) zeigt, dass durch eine Verbesserung der Luftqualität auf die kürzlich von der Weltgesundheitsorganisation (WHO) empfohlenen Werte mehr als die Hälfte der vorzeitigen Todesfälle durch Exposition gegenüber Feinstaub hätte verhindert werden können.},
language = {de},
urldate = {2022-03-06},
author = {{Europäische Umweltagentur (EUA)}},
month = mar,
year = {2022},
}

@misc{vde_fnn_versorgungszuverlassigkeit_2021,
title = {Versorgungszuverlässigkeit - die {FNN} {Störungs}- und {Verfügbarkeitsstatistik}},
url = {https://www.vde.com/fnn-stoerungsstatistik},
abstract = {VDE FNN veröffentlicht jährlich eine eigene Störungs- und Verfügbarkeitsstatistik},
language = {de},
urldate = {2022-10-09},
journal = {{vde.com}},
author = {{VDE FNN}},
month = sep,
year = {2021},
}

@misc{statista_research_department_unterbrechungsdauer_2021,
title = {Unterbrechungsdauer der {Stromversorgung} in {Deutschland} bis 2020},
url = {https://de.statista.com/statistik/daten/studie/241414/umfrage/stromversorgungsunterbrechungen-in-deutschland/},
abstract = {Im Jahr 2020 musste jeder Verbraucher eine durchschnittliche Unterbrechung der Stromversorgung von etwa 10 Minuten und 45 Sekunden hinnehmen.},
language = {de},
urldate = {2022-10-09},
journal = {Statista},
author = {{Statista Research Department}},
month = aug,
year = {2021},
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@misc{ingenieurburo_floecksmuhle_potentialermittlung_2010,
title = {Potentialermittlung für den {Ausbau} der {Wasserkraftnutzung} in {Deutschland}},
url = {https://www.erneuerbare-energien.de/EE/Redaktion/DE/Downloads/Berichte/schlussbericht-potentialermittlung-wasserkraftnutzung-kurzfassung.pdf;jsessionid=A596783E2B8BC378BE2EEEE40D42F3CD?__blob=publicationFile&v=5},
language = {de},
urldate = {2022-10-09},
author = {{Ingenieurbüro Floecksmühle} and {Universität Stuttgart: Institut für Strömungsmechanik und Hydraulische Strömungsmaschinen} and {Fichnter GmbH & Co. KG}},
month = sep,
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[5] C. Hecht, K. G. Spreuer, J. Figgener, and D. U. Sauer, „Market Review and Technical Properties of Electric Vehicles in Germany,“ Vehicles, vol. 4, iss. 4, p. 903–916, 2022.
Link: https://www.mdpi.com/2624-8921/4/4/49
[Bibtex]

@misc{hecht_market_2022,
title = {Market {Review} and {Technical} {Properties} of {Electric} {Vehicles} in {Germany}},
volume = {4},
copyright = {http://creativecommons.org/licenses/by/3.0/},
issn = {2624-8921},
url = {https://www.mdpi.com/2624-8921/4/4/49},
doi = {10.3390/vehicles4040049},
abstract = {Electromobility has grown rapidly, and especially in China, Europe, and the United States. Within Europe, Germany is the largest market. Our goal in this paper is to provide a data-driven overview of the key data, including the number of vehicles sold, place of registration, battery capacity, and charging power, in Germany. The results were generated by linking car-registration data with the technical details for each car model. We identified more than 84\% of the battery electric vehicles in the fleet, but the uncertainty is larger for plug-in hybrid electric vehicles. The number of sold electric vehicles doubled annually over the last two years. Simultaneously, the battery capacity and charging power per vehicle are rising. Combined, the two effects cause the cumulative battery capacity and charging power of the fleet to grow at an even faster pace. The battery energy built into electric vehicles in Germany registered on 1 August 2022 was 50.5 GWh, of which 9.5 GWh belonged to plug-in hybrids. The combined charging system became the dominant charger type for fast charging in Germany, and only 2\% of the vehicle fleet used the competing CHAdeMO standard. To allow fellow researchers to work with the data, we published them free of charge on our data platform mobility charts.de, and we update the data monthly.},
language = {en},
number = {4},
urldate = {2022-10-09},
journal = {Vehicles},
author = {Hecht, Christopher and Spreuer, Kai Gerd and Figgener, Jan and Sauer, Dirk Uwe},
month = sep,
year = {2022},
note = {Number: 4
Publisher: Multidisciplinary Digital Publishing Institute},
keywords = {electric vehicles, Germany, market analysis},
pages = {903--916},
}

@misc{bnetza_monitoringbericht_2022,
address = {Bonn},
title = {Monitoringbericht 2021},
url = {https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Mediathek/Monitoringberichte/Monitoringbericht_Energie2021.pdf?__blob=publicationFile&v=6},
language = {de},
urldate = {2022-10-09},
author = {{Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen}},
month = mar,
year = {2022},
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@misc{pia_anderer_vorbereitung_2019,
address = {Aachen},
title = {Vorbereitung und {Begleitung} bei der {Erstellung} eines {Erfahrungsberichts} gemäß § 97 {Erneuerbare}-{Energien}-{Gesetz} {Teilvorhaben} {II} d: {Wasserkraft}},
url = {https://www.floecksmuehle-fwt.de/userfiles/fileadmin-ibfm/Publikationen/BWE_Eeg5_Bericht_Wasserkraft.pdf},
language = {de},
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author = {{Pia Anderer} and {Rita Keuneke} and {Edith Massmann}},
month = may,
year = {2019},
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@misc{wiki_psk_liste_2022,
title = {Liste von {Pumpspeicherkraftwerken}},
copyright = {Creative Commons Attribution-ShareAlike License},
url = {https://de.wikipedia.org/w/index.php?title=Liste_von_Pumpspeicherkraftwerken&oldid=226619491#Deutschland},
abstract = {Diese Liste von Pumpspeicherkraftwerken enthält in Betrieb befindliche und geplante Pumpspeicherkraftwerke. Sie erhebt keinen Anspruch auf Vollständigkeit.},
language = {de},
urldate = {2022-10-09},
journal = {Wikipedia},
month = sep,
year = {2022},
note = {Page Version ID: 226619491},
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@misc{infas_mobilitat_2018,
address = {Bonn, Berlin},
title = {Mobilität in {Deutschland} - {MiD} {Ergebnisbericht} (im {Auftrag} des {BMVI})},
url = {http://www.mobilitaet-in-deutschland.de/pdf/MiD2017_Ergebnisbericht.pdf},
urldate = {2019-04-16},
author = {{infas} and {DLR} and {IVT} and {infas 360}},
year = {2018},
}

[10] M. Götz, J. Lefebvre, F. Mörs, A. McDaniel Koch, F. Graf, S. Bajohr, R. Reimert, and T. Kolb, „Renewable Power-to-Gas: A technological and economic review,“ Renewable energy, vol. 85, p. 1371–1390, 2016.
Link: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148115301610
[Bibtex]

@misc{gotz_renewable_2016,
title = {Renewable {Power}-to-{Gas}: {A} technological and economic review},
volume = {85},
issn = {0960-1481},
shorttitle = {Renewable {Power}-to-{Gas}},
url = {https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0960148115301610},
doi = {10.1016/j.renene.2015.07.066},
abstract = {The Power-to-Gas (PtG) process chain could play a significant role in the future energy system. Renewable electric energy can be transformed into storable methane via electrolysis and subsequent methanation. This article compares the available electrolysis and methanation technologies with respect to the stringent requirements of the PtG chain such as low CAPEX, high efficiency, and high flexibility. Three water electrolysis technologies are considered: alkaline electrolysis, PEM electrolysis, and solid oxide electrolysis. Alkaline electrolysis is currently the cheapest technology; however, in the future PEM electrolysis could be better suited for the PtG process chain. Solid oxide electrolysis could also be an option in future, especially if heat sources are available. Several different reactor concepts can be used for the methanation reaction. For catalytic methanation, typically fixed-bed reactors are used; however, novel reactor concepts such as three-phase methanation and micro reactors are currently under development. Another approach is the biochemical conversion. The bioprocess takes place in aqueous solutions and close to ambient temperatures. Finally, the whole process chain is discussed. Critical aspects of the PtG process are the availability of CO2 sources, the dynamic behaviour of the individual process steps, and especially the economics as well as the efficiency.},
language = {en},
urldate = {2022-10-09},
journal = {Renewable Energy},
author = {Götz, Manuel and Lefebvre, Jonathan and Mörs, Friedemann and McDaniel Koch, Amy and Graf, Frank and Bajohr, Siegfried and Reimert, Rainer and Kolb, Thomas},
month = jan,
year = {2016},
keywords = {Electrolysis, Methanation, Power-to-Gas, Renewable energy, SNG},
pages = {1371--1390},
}

[11] „Wasserstoff und Brennstoffzelle: Technologien und Marktperspektiven,“ , 2017.
Link: http://link.springer.com/10.1007/978-3-662-53360-4
[Bibtex]

@misc{topler_wasserstoff_2017,
address = {Berlin, Heidelberg},
title = {Wasserstoff und {Brennstoffzelle}: {Technologien} und {Marktperspektiven}},
isbn = {978-3-662-53359-8 978-3-662-53360-4},
shorttitle = {Wasserstoff und {Brennstoffzelle}},
url = {http://link.springer.com/10.1007/978-3-662-53360-4},
language = {de},
urldate = {2022-10-09},
publisher = {Springer Berlin Heidelberg},
editor = {Töpler, Johannes and Lehmann, Jochen},
year = {2017},
doi = {10.1007/978-3-662-53360-4},
}

@misc{prof_ludger_blum_reversible_2018,
title = {Reversible {Brennstoffzelle} bricht {Wirkungsgrad}-{Rekord}},
url = {https://www.fz-juelich.de/de/aktuelles/news/pressemitteilungen/2018/2018-12-18-brennstoffzelle-wirkungsgrad-weltrekord?expand=translations,fzjsettings,nearest-institut},
urldate = {2022-10-09},
journal = {Forschungszentrum Jülich},
author = {{Prof. Ludger Blum} and {Tobias Schlößer}},
month = dec,
year = {2018},
}

[13] M. Thema, F. Bauer, and M. Sterner, „Power-to-Gas: Electrolysis and methanation status review,“ Renewable and sustainable energy reviews, vol. 112, p. 775–787, 2019.
Link: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S136403211930423X
[Bibtex]

@misc{thema_power_gas_2019,
title = {Power-to-{Gas}: {Electrolysis} and methanation status review},
volume = {112},
issn = {1364-0321},
shorttitle = {Power-to-{Gas}},
url = {https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S136403211930423X},
doi = {10.1016/j.rser.2019.06.030},
abstract = {This review gives a worldwide overview on Power-to-Gas projects producing hydrogen or renewable substitute natural gas focusing projects in central Europe. It deepens and completes the content of previous reviews by including hitherto unreviewed projects and by combining project names with details such as plant location. It is based on data from 153 completed, recent and planned projects since 1988 which were evaluated with regards to plant allocation, installed power development, plant size, shares and amounts of hydrogen or substitute natural gas producing examinations and product utilization phases. Cost development for electrolysis and carbon dioxide methanation was analyzed and a projection until 2030 is given with an outlook to 2050. The results show substantial cost reductions for electrolysis as well as for methanation during the recent years and a further price decline to less than 500 euro per kilowatt electric power input for both technologies until 2050 is estimated if cost projection follows the current trend. Most of the projects examined are located in Germany, Denmark, the United States of America and Canada. Following an exponential global trend to increase installed power, today's Power-to-Gas applications are operated at about 39 megawatt. Hydrogen and substitute natural gas were investigated on equal terms concerning the number of projects.},
language = {en},
urldate = {2022-10-09},
journal = {Renewable and Sustainable Energy Reviews},
author = {Thema, M. and Bauer, F. and Sterner, M.},
month = sep,
year = {2019},
keywords = {Biological CO-Methanation, Chemical CO-Methanation, Cost-development, Electrolysis, Power-to-Gas, Project overview, Sector coupling},
pages = {775--787},
}

@misc{bdew_effizienzsteigerung_2020,
title = {Effizienzsteigerung bei der {Wasserstofferzeugung}},
url = {https://www.bdew.de/energie/effizienzsteigerung-bei-der-wasserstofferzeugung/},
abstract = {Energieunternehmen steigern weiter die Effizienz der Wasserstofferzeugung. Der PEM-Elektrolyseur der Westenergie erreicht schon 75\% Wirkungsgrad. Wie gelingt das?},
language = {de},
urldate = {2022-10-09},
author = {BDEW},
month = nov,
year = {2020},
}

@misc{sfc_wirkungsgrad_2020,
title = {Wirkungsgrad {Brennstoffzelle} – {So} hoch ist er wirklich},
url = {https://www.sfc.com/glossar/wirkungsgrad-der-brennstoffzelle/},
abstract = {Wirkungsgrad Brennstoffzelle {\textbar} Wie hoch ist er? ✔ Welche unterschiedlichen Wirkungsgrade gibt es? ✔ Wie wird er berechnet? ➔ jetzt informieren.},
language = {de},
urldate = {2022-10-09},
journal = {{SFC Energy}},
month = nov,
year = {2020},
}

@misc{initiative_brennstoffzelle_2022,
title = {Brennstoffzelle: {Strom} und {Wärme} maximal effizient},
url = {https://gas.info/fileadmin/Public/PDF-Download/Brennstoffzelle-Waermeerzeugung.pdf},
urldate = {2022-10-09},
author = {{Initiative Brennstoffzelle}},
month = apr,
year = {2022},
}

@misc{huneke_dunkelflaute_2017,
address = {Berlin},
title = {Kalte {Dunkelflaute}: {Robustheit} des {Stromsystems} bei {Extremwetter}},
url = {https://www.energybrainpool.com/fileadmin/download/Studien/Studie_2017-06-26_GPE_Studie_Kalte-Dunkelflaute_Energy-Brainpool.pdf},
urldate = {2022-11-12},
institution = {Energy Brainpool},
author = {{F. Huneke} and {C. Perez Linkenheil} and {M. Niggemeier}},
month = may,
year = {2017},
}