Entweder werden jetzt sehr zügig neue wasserstofffähige Gaskraftwerke gebaut oder es droht eine erhebliche Versorgungslücke beim Strom. Bis zu 30 Gigawatt weit könnte die Lücke zum Ende des Jahrzehnts klaffen.
Das geht aus dem Energiewende-Index der Beratungsfirma McKinsey hervor. Der Index quantifiziert Fortschritte bei der Umsetzung der Energiewende anhand von 15 Merkmalen und setzt diese in einen internationalen Vergleich. Mit Bezug auf die Versorgungssicherheit verweisen die Autoren auf den gleichzeitigen Ausstieg aus der fossilen und nuklearen Verstromung als einen der Gründe für die Versorgungslücke. Der Ausbau von erneuerbaren Energien, Speicher, Gaskraftwerken kommt nicht schnell genug voran und das bei einer gleichzeitigen Laststeigerung durch die Elektrifizierung der Sektoren Wärme und Verkehrs.
Von 105 auf 90 Gigawatt Kapazität
McKinsey warnt an dieser Stelle und rechnet vor, dass 2010 noch 105 Gigawatt Spitzenkapazität zur Verfügung standen. Ende 2022 seien es nur noch 90 Gigawatt gewesen. Schon 2025 kann es passieren, dass die Spitzenlast die verfügbare Kapazität um vier Gigawatt übersteigt. Zum Ende des Jahrzehnts könnten besagte 30 Gigawatt fehlen.
Abhilfe könnten Stromimporte, Gaskraftwerke und Batteriespeicher liefern. Allein die geplanten Stromtransportkapazitäten über die Grenzen hinweg könnten die Versorgungslücke auf 20 Gigawatt schrumpfen lassen. Batteriespeicher mit einer Kapazität von zehn Gigawatt können zusätzlich helfen. Dabei werden wohl acht Gigawatt dezentral in Verbindung mit kleineren Aufdachanlagen installiert. Zwei weitere Gigawatt könnten in Form von Großbatterien entstehen.
Auf Nachfrageseite können abschaltbare Lasten, also Elektrogroßgeräte zu einer Spitzenlastsenkung von acht Gigawatt führen. Das schließt noch nicht Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen mit ein. Das Potenzial bei den Elektroautos liege bei drei Gigawatt. Bei den Wärmepumpen könnte eine flexible Nachfrage die Spitzenlast um 5 bis 20 Gigawatt senken.
Lückenfüller Gaskraftwerke
Den Rest der Lücke sollen Gaskraftwerke schließen. Die Ansicht teilt auch die Bundesnetzagentur, heißt es im McKinsey-Bericht. Dort geht man aus, dass bis 2030 Gaskraftwerke mit einer Leistung von 21 Gigawatt ans Netz gehen müssen. Die Beratungsagentur bezweifelt allerdings die realistische Umsetzung an dieser Stelle. Aktuell seien nur drei Gigawatt neue Gaskraftwerke in Planung oder im Bau befindlich. Damit die Lücke von 18 Gigawatt geschlossen werden kann, müssten mehr Anreize geschaffen werden.
Neben der Versorgungssicherheit stellt McKinsey im Bericht auch eine deutliche Verschlechterung von drei Indikatoren fest. Die hängen alle mit den Kosten an den Energiemärkten zusammen. So sind die Haushaltsstrompreise stark gestiegen. Dadurch vergrößerte sich der Anteil der Gesamtenergiekosten an den Ausgaben privater Haushalte.
Vor allem die Kosten für Netzeingriffe sind nach dem Bericht explodiert. Regelleistung wird häufig durch Gaskraftwerke bereitgestellt. So zogen die Kosten für Netzeingriffe von 9,6 Euro pro Megawattstunde 2021 auf 27 Euro pro Megawattstunde 2022 an. Besonders der Redispatch wurde teurer. Im dritten Quartal 2021 kostete der Redispatch insgesamt 55 Millionen Euro, im ersten Quartal 2022 waren es 930 Millionen Euro.
Verkehr, Wärme, Netze
Zwar steigt die Zahl der Elektrofahrzeuge nun an. Aber mit insgesamt 1,6 Millionen Elektrofahrzeugen liegt die Zahl noch weit hinter den 3,5 Millionen für die Klimaziele notwendigen zurück.
Auch der Netzausbau schreitet kaum voran. In den letzten beiden Quartalen kamen zwar 290 Kilometer Stromtrassen hinzu. Allerdings liegen die 2292 Kilometer weit hinter der Zielmarke von 5.553 Kilometer zurück.
Leichte Verbesserungen waren bei der Sektorenkopplung im Bereich Wärme zu verzeichnen. Der Anteil erneuerbarer Energien am Endenergieverbrauch Wärme und Kälte kletterte im vergangenen Jahr um 1,5 Prozent auf 18 Prozent.
Gute Nachrichten gab es auch für die deutsche Industrie. Zwar zog auch der Industriestrompreis im vergangenen Jahr an, aber dafür schloss sich die Lücke zu anderen europäischen Märkten. 2021 lag der deutsche Industriestrompreis noch 16,5 Prozent über dem europäischen Mittel.
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Großspeicher von 2GW Leistung / __ Kapazität sind nun wirklich gar kein Problem bis 2030- mir erscheint die Zahl eher grotesk niedrig angesicht der schon heute sofort verfügbaren Technik/ Möglichkeiten. Der Großspeichermarkt war global schon 2022 über 140 GWh (Kapazität) groß und die Zellpreise beginnen auch schon wieder zu fallen (siehe Ankündigungen von CATL).
Aber unter anderem wegen des (aus meiner Sicht grob falschen) Mantras der (grün) H2 fähigen Gaskraftwerke haben wir in D bisher keine (in Worten: Keine) Speicherstrategie. Die Heimspeicher passieren einfach weil die Bürgerinnen und Bürger sie kaufen- die großen und sehr gezielt einsetzbare, schon jetzt kostengrünstigen Großspeicher fehlen.
Grün- H2 existiert (leider) bisher nicht in Mengen, es gibt dafür auch gar keine realistischen Planungen. Und die H2- fähigen Gaskraftwerke gibt es auch nicht. Bisher wurden nur Beimischungen von 50% H2 erreicht. Daher ist die Bezeichnung das wir H2-fähige Gaskraftwerke brauchen endlich mal deutlich zu hinterfragen. Keine ohne massive Mehrkosten für die Nachrüstung vorhandenen Kraftwerke, kein Grün-H2, usw. Zudem keine sofort klar planbaren Kosten und ein unnötiger Umweg statt des direkten und gezielten, wettbewerblichen, Großspeicher- Wegs.
Die beste Möglichkeit, zu testen ob es überhaupt um grünen Wasserstoff geht ist nur solche Gaskraftwerke zuzulassen. Ein Betrieb mit normalen Gas oder grauen, blauen oder was auch immer für eine Farbe sollte nicht erlaubt sein. Dann können sich alle Unternehmen bewerben, die solche innerhalb der nächsten 5 Jahre bauen wollen/können. Gerne auch mit hohen Subventionen. Da sich aber wohl keiner melden wird, sind die nicht haushaltsrelevant.
Sehr geehrter Herr Remmers,
schauen Sie mal in die 100%-EE-Szenarien, wie sie vom Fraunhofer ISE durchgerechnet werden. Es werden Kurzzeit- UND Langzeitspeicher benötigt. Erstere sehe ich kein Problem, das sind die bekannten Akkus. Bei letzteren kommen aktuell nur H2-Gaskraftwerke technologisch und ökonomisch in Frage, da Zeiträume von ca. 2 Wochen überbrückt werden müssen. Und die müssen jetzt dringend gebaut werden. Fraunhofer geht von ca. 160 GW aus, davon das meiste als kostengünstige Gasturbinen. GuD haben den Charme des höheren Wirkungsgrades, außerdem ist eine Kombination mit KWK denkbar, da diese 14tägigen Dunkelflauten ausschließlich zu Zeiten mit hohem Wärmebedarf auftreten.
Zum Kommentar von Thomas würde ich noch hinzufügen, dass Wasserstoff in anderen Bereichen (z.B. Stahlindustrie) unausweichlich ist und dadurch 1) sowieso ein Markt entsteht und 2) Wasserstoff-Speicher (z.B. in Salzkavernen) entsprechend Notreserven für verschiedene Anwendungsfälle bereitgehalten werden können.
Ich denke es wäre auch nicht verkehrt langfristig für Jahrhundertereignisse wie Vulkanausbrüche, die Europa für lange Zeit für Dunkelheit sorgen könnten, quasi eigene Gasfelder aufzubauen um auch mehrere Monate mit niedriger EE-Leistung überleben zu können (zugegeben das sollte erstmal unsere geringste Sorge sein).
Auf der anderen Seite wird sich ja zeigen ob es alternative (chemische) Speicher kommen werden die günstig sind und eine langfristige Speicherung ermöglichen (z.B. Kohlenstoffspeicher von noon energy).
Mir erscheint es auch falsch, Batteriespeicher und H2-Speicher als Gegensatz darzustellen. Grob geschätzt werden etwa 10% unseres Strombedarfs kurzzeitig (kaum länger als einen Tag) in Batteriespeichern zwischengelagert werden müssen und 20% längerfristig (bis hin zu mehrjährig) als Wasserstoff. Bis 2030 würde es also reichen, nur Batteriespeicher aufzubauen. Es wäre natürlich Quatsch, erst dann mit dem Aufbau der Grün-H2-Infrastruktur zu beginnen. Das sollten wir mit dem gleichen Engagement machen, wie es für PV, Wind, Batterien und Netze erforderlich ist.
Für etwas längere Speicherhorizonte als einen Tag könnten auch die mit höherem Wirkungsgrad als H2 arbeitenden Hochtemperaturspeicher in Frage kommen. Pilotprojekte mit Steinen oder Stahl als Wärmespeicher gibt es. Der Markt wird es zeigen, ob die eine Chance haben. Den Markt für Speicherkapazitäten gibt es allerdings noch nicht. Solange es den nicht gibt, wird auch der Speicheraufbau, gleich welcher Technologie, nur sehr langsam fortschreiten.
Nachtrag: Wenn wir bis 2030 alles mit Batteriespeichern machen wollten, wären wir allerdings bei 500GWh. Die Leistung betrüge etwa das gleiche in GW, und könnte, wenn die Energie über 10h abgegeben wird, immer noch 50GW betragen. Das wäre allerdings nicht im Sinne von McKinsey. Die gehen immer noch ganz selbstverständlich davon aus, dass die gesamte Last von fossilen Kraftwerken gestemmt werden muss. Dabei müssten nur die zukünftigen 20% H2 noch fossil abgedeckt werden, und die nicht mit der Spitzenlast, sondern nur mit der Durchschnittsleistung. Die Spitzenlast wird weiterhin von Batteriespeichern abgedeckt, die in der Dunkelflaute sonst nichts zu tun haben. Dann speichern sie halt in den Niedrigverbrauchszeiten fossilen Strom ein.
Was ich lächerlich finde: Dass bei McKinsey 8GW/GWh Hausspeicher mit einbezogen werden. Das könnte man nur, wenn die konsequent netzdienlich eingesetzt würden. Damit wäre aber keineswegs zu rechnen. Privatbetreiber schauen darauf, ihren Eigenverbrauch zu maximieren. Das passt manchmal zum Netzbedarf, aber gerade dann, wenn es eng wird, passt es ganz schnell nicht mehr. Und für die Abdeckung von Netzbedarf sind die sowieso bisher nicht zugelassen.
Das wording ist aus meiner Sicht etwas irreführend. Wir brauchen natürlich wasserstofffähige Gaskraftwerke… bis die aber ihren Wasserstoff bekommen, geht das noch weit bis in die Dreißiger hinein. Hierzulande herrscht wirklich der Glaube, wir kämen womöglich noch in diesem Jahrzehnt ohne fossiles Gas aus… das ist zumindest für mich reine Fantasie und noch sehr weit weg.
Wenn wir auf viele schlanke Gasturbinen (z.B. von Siemens, die können 100% H2) setzen, kann der Aufbau extrem schnell und relativ preiswert gehen. Wenn man dann diese Turbinen auch noch mit dem Fokus auf Glättung der Lasten in Speicherkraftwerken dezentral verknüpft, dann haben wir eine hochflexible Versorgungssicherheit, die wirtschaftlich betrieben werden kann. Ich mache mir ehrlich gesagt da gar keine Sorgen, wenn jetzt die Weichen gestellt werden… ganz wichtige (heute noch fehlende) Voraussetzung ist dafür aber, dass das neue Strommarktdesign für diese Versorgungssicherheit ein lohnendes Geschäftsmodell bietet. Ansonsten ginge es nur mit Verstaatlichung, wenn das Ziel ja nun mal ausnahmsweise „immer weniger“ Gas heißt. Meines Erachtens wird Sektorenkopplung und die Kurzzeitspeicherung unterschätzt, das wird mit Skalierungen und Kostensenkungen in dieser Dekade noch durch die Decke gehen. Baut man hier frühzeitig Intelligenz, Schwarmspeicherung und Bidirektionalität ins System ein, haben alle vielfach etwas davon… wenn es nur politisch gesehen und dahin gearbeitet wird.
Detlef K schrieb:
„bis die aber ihren Wasserstoff bekommen, geht das noch weit bis in die Dreißiger hinein.“
Ich habe das erst kürzlich hochgerechnet. Wenn kein Wunder geschieht, dann ist das schon 50 Jahre bevor wir wieder die 30er haben. In günstigen Scenarios können wir Ende der 70er mit ausreichend grünem Wasserstoff rechnen. Realistisch eher Ende der 80er. Aber wer weiß, vielleicht passiert ja doch noch ein Wunder und wir vervielfachen die Wachstumsrate. Allerdings müsste dazu erst ein Wunder passieren und die Planung und Projektierung vervielfältigt werden, wozu wir ein Wunder bräuchten, in Form einer Zeitmaschine. Wenn wir heute anfangen würden, dann würde die Vervielfältigung der Wachstumsrate immerhin schon in den 30ern anfangen zu greifen. Also müssen wir eigentlich die Vervielfältigung vervielfältigen…
Soviel Optimismus muss man erst einmal aufbringen können.
Aber vielleicht erfindet ja noch Jemand etwas, wie man grünen Wasserstoff ohne grünen Strom erzeugt? Auf jeden Fall sieht es im Moment eher so aus, als ob wir noch eher Kernfusion haben werden, welche ja bekanntlich schon in 30 Jahren zur Verfügung stehen wird.
Zaehlen Sie mich bitte nicht als „wir“ mit.
Ergänzung zum Kommentar von Thomas:
Nach dieser Studie sollen diese Gaskraftwerke sofort kommen und dann sind sie alle NICHT H2 denn ist es gibt derzeit keinerlei valide Perspektive die erforderlichen GRÜNEN H2 Mengen zum verbrennen bis 2030. Danach operieren wir alle mit vielen Fragezeichen inkl. der (auch leider) fatalen Realität das es in D/ EU keinerlei auf solche H2 Mengen ausgelegten Marktanreize wie einst beim EEG gibt. Sie sind nicht da und so bleibt H2 weiter der große Hoffnungsträger- gerne missbraucht für ein Verschieben von heute möglichen Weichenstellungen in eine ferne Zukunft. Oder der Abwälzung auf wen auch immer der das dann irgendwo aus der Welt produziert.
Wie schon geschrieben: Leider, leider- denn das H2 dringend gebraucht wird wissen wir alle. Allerdings wohl kaum für PWK`s oder der dummen Verbrennung in Gaskessel- und auch die Verbrennung in Gaskraftwerken ist eben auch für eine längere Speicherung nicht alternativlos.
Und wie beschrieben zeitlich sollen die Kraftwerke die nicht 100% H2 können (!) deutlich vor dem wirklichen Bedarf an Speichern für längere Perioden (die „Dunkelflaute“ in der auch noch jeden in er EU hunderte von Gigawatt an Solarenergie anstehen werden wenn die hohen Ausbauzahlen einst erreicht werden- ok, für wenige Stunden aber nie Null, auch beim Wind nie Null).
D.h. auch in der „Dunkelflaute“ mit den hohen Ausbauzahlen muss man sehr genau ansehen was die breite Fülle an Speichern dann wie können wird- und zu welchen Kosten. In vielen bisherigen Rechnungen werden die Kosten dafür überschätzt- und das ausgerechnet bei den Speicherarten die wir heute nutzen können.
KWK ist schön und gut- aber ein Speicher mit einer Wärmepumpe dran kann aus 1kWh eben noch 2-4 kWh aus der Umwelt holen- auch im Winter. Das kann keine KWW aus einem GuD jemals schaffen.
Insgesamt denke ich das breite Teile der Politik aber auch unserer eigenen Szene in veralteten Pfadabhängigkeiten denkt die gerade bei PV, Wind, Speichern, EV, usw. in einem Wahnsinnstempo überrant werden. Und das bei vielen Instituten und Institutionen wie schon beschrieben PV, etc. Kosten überschätzt und deren Wachstum noch immer sträflich unterschätzt werden. Auch das technische „IST“ und Potenzial sind in der großen Mehrheit unterschätzt.
Es kommt das Problem der „Beratungskorona“ hinzu: Die Ministerien in Berlin schreiben rollierend Beratungspakete aus die dann abgerufen werden für die div. Studien, etc. Die Konsortien wechseln sich ab, müssen aber immer um ihre Mandate fürchten wenn sie zu sehr eigene Wege gehen. Das führt dann zu einem z.T. fatalen BIAS- will Projektpartner Ministerium X (bzw. der zuständige Referent) halt gerne was mit Technik X sehen wird diese übergewichtet. Widerspruch ist selten in dieser Logik. U.a. deshalb gibt es bis heute keinen durchdachten Speicher Rollout ..
Und gleichzeitig Politik gerne „Not in my backyard“ spielt- will man keine Konflikte vor Ort angehen und lösen (und damit jede Menge Wertschöpfung vor Ort schaffen) dann kauft man halt in aller Welt H2 – Liefertermin, Kosten, etc. offen- aber man hat ja was getan (oder besser so getan als ob). Und das wichtige GRÜN H2 wird zum „desertec Placebo“. Also lassen Sie uns alle mind. zweimal hinsehen.
Herr Remmers,
ob wir H2 haben oder nicht mag fraglich sein. Das ist aber letztlich egal. Denn unstrittig ist dass wir bei einer umfassenden Elektrifizierung ca. 160 GW Leistung über mehrere Tage brauchen. Also brauchen wir Kraftwerke. Wir können jetzt Atom- und Kohlekraftwerke bauen oder halt H2-fähige Gaskraftwerke. So simpel ist es.
Zitat aus dem Artikel.
McKinsey warnt an dieser Stelle und rechnet vor, dass 2010 noch 105 Gigawatt Spitzenkapazität zur Verfügung standen. Ende 2022 seien es nur noch 90 Gigawatt gewesen. Schon 2025 kann es passieren, dass die Spitzenlast die verfügbare Kapazität um vier Gigawatt übersteigt. Zum Ende des Jahrzehnts könnten besagte 30 Gigawatt fehlen. Zitat Ende.
Alleine diese Aussage zeigt, dass auch McKinsey auf Basis der bekannten Ermächtigungsverordnung von 2010 recherchiert, ich nenne es hier im Forum das „Faule Ei“, dass der Energiewende ins Nest gelegt wurde, als die Erneuerbaren aus den Bilanzkreisen der Versorger raus genommen wurden und separat an der Börse verkauft werden müssen. Vor diesem Hintergrund ist die McKinsey Studie leider nur „Virtueller“ Natur. Denn physikalisch sind die mindesten 105 Gigawatt ja noch „Vorrangig“ im Netz, spielen lediglich „bilanziell keine Rolle mehr
Und wie die fehlenden 15 Gigawatt — außerhalb der Bilanzkreise — seit 2010 Anwendung finden, und deshalb bei McKinsey nicht mehr als Spitzenkapazität zu Buche schlagen, kann man der folgenden Hochschulrecherche entnehmen.
Siehe hier::
Zitat: Diese zwei Artikel beantworteten sehr gut unsere Frage, wer eigentlich an der Strombörse einkauft. Denn es wurde immer nur von Versorgungsunternehmen, Stromhändlern, industriellen Großkunden und Banken gesprochen. Nun wissen wir dazu gehören auch die Stadtwerke und Unternehmen, wie E.ON, RWE usw. Es gibt also keinen Zwischenhändler mehr. Der Grund dafür, dass Unternehmen wie RWE auch an der Börse einkaufen, obwohl sie selbst rund 30 Kraftwerke besitzen und somit eigentlich genug Strom produzieren, ist einfach. Es gibt Tage, da ist der Strompreis an der Börse so günstig, dass eine Eigenproduktion viel teurer wäre. Daher werden dann die Kraftwerke gedrosselt und lieber günstig eingekauft. Zitat Ende.
Langzeitverträge werden immer dann durch zukaufen an der Börse bedient, wenn der Preis dort unter den vereinbarten Fixpreisen liegt. Und was sind Langzeitverträge, natürlich Spitzenkapazitäten. Und da diese Spitzenkapazitäten seit 2010 außerhalb der Bilanzkreise bedient werden, fallen die bei McKinsey nicht auf, und sie müssen deshalb vor Unterversorgung warnen.
Weitere Verschlechterungen von den „McKinsey Indikatoren“ sind alle auf die Ermächtigungsverordnung von 2010 zurückzuführen..
Denn wenn die Erneuerbaren noch vorrangig im Lande Verbraucht werden müssten, hätten wir die alle nicht. Nach dem Merit Order Prinzip könnten die Strompreise sinken, der Co2 Ausstoß würde verringert, und auch die Redispatchkosten wären geringer wenn die EE wieder in den Bilanzkreisen integriert wären.
Zu den Redispatchkosten, bis hin zu einem Blackout gibt es da ganz spezielle Ereignisse, die das bestätigen.
Siehe hier:
https://www.diepresse.com/732800/gefahr-durch-stromhaendler-zocken-bis-zum-blackout
In Erwartung eines Sturmtiefs, haben Händler bewusst knapp kalkuliert, um zum Erfüllungszeitpunkt, bei niedrigen, oder gar negativen Preisen, noch Geld für die Stromabnahme zu bekommen. Wenn das Viele machen, oder das Sturmtief so stark nicht eintrifft, kommt es zum Engpass. Könnte nicht passieren, wenn die EE wieder in den Bilanzkreisen der Versorger wären, dann sind sie nämlich schon prognostiziert verkauft, und können nicht zu diesen „Schnäppchen“ führen.
Um das was ich geschrieben habe besser zu verstehen, lesen Sie meine Kommentare im Folgenden.
https://www.pv-magazine.de/2023/01/04/co%e2%82%82-emissionen-2022-in-deutschland-kaum-gesunken/
Fazit, auch McKinsey macht Studien auf der Basis des „Faulen EI“ von 2010.
Es wäre interessant, wenn ein Vertreter von McKinsey hier lesen würde, und meinen Ausführungen widersprechen könnte.
Ein ausreichender Biogasspeicher wäre doch auch eine Möglichkeit für die Zeiten in denen Wind und Sonne zu knapp sind.
Aufgrund der geringen Flächeneffizienz der Biogaserzeugung aus extra dafür angepflanzter Biomasse, ist Ihr Einwand im Prinzip zwar richtig, praktisch erreicht man mit Erneuerbaren auf der gleichen Fläche mehr, und hat dabei noch weniger Umweltbelastung durch Stickstoffdünger, Pestizide, Bodenverdichtung, Erosion. Auch wenn man den Erneuerbaren Strom erstmal in der Elektrolyse einsetzen muss, um eine Langzeitspeicherung zu schaffen, bleibt die Flächeneffizienz höher als mit Biogas aus Energiemais. Biogas aus Reststoffen reicht nicht, um Dunkelflauten zu überbrücken.
Es könnte sein, dass, wenn man dank PV und Wind genug Energiemais-Flächen eingespart hat, die Holzproduktion in neu angepflanzten Biodiversitätswäldern gesteigert werden kann. Das Holz könnte dann reichen und die Holzverbrennung in großen Kraftwerken wäre dank Rauchgasreinigung auch weniger problematisch als in Hausfeuerungen. Den vollen Effekt einer solchen Umgestaltung würde man aber erst in hundert Jahren sehen.
McKinsey fuehrt die Buecher der Atomindustrie,der Fossilienindustrie,der Netzbetreiber und all jener ihre Banken.Und auch der Ruestungsindustrie.Und auch die Haushalte vieler Laender die Waffen kaufen und herstellen und Fossilien verbrennen.
Das nennt man nur pro-forma „Beratung“.
Obacht wer da giftet!
„Global Managment“ heisst fuer jeden der nur halbwegs eins und eins zusammenzaehlen kann internationale Mafia.
https://www.mckinsey.com/industries/oil-and-gas/our-insights/delivering-a-world-class-integration-in-oil-and-gas
https://www.manager-magazin.de/politik/deutschland/a-1197727.html
https://www.mckinsey.com/
Nutzt das Internet.Lest.
KPMG ist auch so ein „Berater“ wie McKinsey:
https://www.solarify.eu/2023/03/05/506-nachhaltigkeits-aushaengeschild-zertifiziert-profi-abholzer/
Bei google gleich auf der ersten Seite:
https://www.mckinsey.com/industries/paper-forest-products-and-packaging/our-insights/precision-forestry-a-revolution-in-the-woods
Wir danken dem PV Magazin fuer die sorgfaeltige Recherche:
https://www.mckinsey.com/industries/electric-power-and-natural-gas/how-we-help-clients/nuclear-energy-services
Wie Karl-Heinz Remmers schon anmerkte, ist die von McKinsey genannte Großspeicherkapazität von 2 Gigawattstunden bis 2030 eine Lachnummer. Wir haben aktuell schon 1 Gigawatt Großspeicherkapazität installiert. Siehe auch hier: https://www.pv-magazine.de/2023/03/06/aktualisierte-pv-magazine-marktuebersicht-fuer-gewerbe-und-grossbatteriespeicher-mit-speichern-kosten-senken-und-geld-verdienen/
„Allein in drei Monaten stieg die Großspeicherleistung in Deutschland somit um 33 Prozent auf 1 Gigawatt.“
Wie immer gilt:“follow the money“ Wer sind die Hauptkunden von McKinsey? Denen muss das schmecken und damit ist die Frage beantwortet, warum McKinsey so etwas schreibt und überhaupt produziert.
Das Messen der Energiewende gehört in das Bundesministerium für Wirtschaft und die sollten endlich mal einen nachvollziehbaren Masterplan veröffentlichen, damit man überhaupt messen kann.
Warum wir viel mehr Speicher benötigen und wo das eigentlich am besten passiert beleuchtete ich ja schon vor ein paar Wochen hier: https://www.pv-magazine.de/2023/01/24/energiewende-ja-aber-wie/
Ich vermute, Sie meinen mit ‚Grossspeicherkapazität von 1 GW‘ nicht das gleiche wie die Studie. Sie können zu vertretbaren Kosten eine Batterie bauen, die 1-2 Stunden 1 GW Leistung abgibt (das wären dann 2 GWh Energie). Sie können es sich aber nie und nimmer leisten, eine Batterie zu bauen, die zwei Wochen lang oder länger 1, 2 oder gar mehr GW abgibt. Das tut auch niemand und es macht keinen Sinn.
Als Beispiel: Das 2022 neu in Betrieb gegangene Pumpspeicherwerk Nant-de-Drance in der Schweiz kann hat eine Leistung von 900 MW (also ein knappes GW, ungefähr die Leistung eines grossen AKW). Es kann diese Leistung etwa 24 Stunden lang erbringen, dann ist alles Wasser unten. Das ergibt eine Energie von etwa 20 GWh. Damit kann man z.B. den Ausfall eines KKW für ein paar Stunden kompensieren. Oder regelmässig in F nachts billigen Atomstrom kaufen und diesen den Italienern zu Spitzenzeiten teuer verkaufen (das machen die heute damit primär). Für den Ausgleich von Dunkelflauten ist das aber nur ein kleiner Beitrag, als saisonaler Speicher gar ist es viel zu klein. Da reden wir von TWh, also etwa 1’000 mal mehr.
Dieses Pumpspeicherwerk hat etwa 2 Milliarden (CHF, $, €) gekostet.
Eine Batterie mit 20 GWh würde heute etwa 5-6 Milliarden kosten. Sie müsste zudem viel schneller abgeschrieben werden als ein Pumpspeicherwerk.
Wir haben doch zu Ende 2022 6,7 GWh Heimspeicher installiert: https://www.pv-magazine.de/2023/03/02/anzahl-der-photovoltaik-heimspeicher-hat-sich-in-den-letzten-vier-jahren-verfuenffacht/
Das geht doch in den kommenden Jahren noch schneller weiter.
Ich denke auch, viele können sich von der Logik des Verbrennens gedanklich nicht lösen.
Man müsste mal historisch nachschauen ob das beim Übergang von Pferdekutschen zu Autos vor über 100 Jahren ähnlich war:
„Es wird auch in 100 Jahren noch Pferdekutschen geben.“ Ja, so ist es.
@Markus Müller: Leistung und Kapazität wird gerne verwechselt – ich tue das eigentlich nicht. Wenn ich mich missverständlich ausgedrückt haben sollte, dann bitte ich das zu entschuldigen. Wenn ich mir die Seite der RWTH-Aachen https://battery-charts.rwth-aachen.de/ ansehe, dann ist es zufällig so, dass sowohl die Leistung als auch die Kapazität von Großspeichern zum Ende des Jahres 2022 knapp über 1 Gigawattstunden Kapazität und 1 Gigawatt Leistung gelegen hat.
Was Sie nun mit Ihren Ausführungen belegen wollen ist mir nicht ganz klar. Ich ahne nur, dass Sie denken, es wäre nicht finanzierbar, Energiespeicher mit mehr als 1.000 Terawattstunden Kapazität zu haben, um z.B. jede Dunkelflaute mit bis zu 110 Gigawatt Spitzenleistung überbrücken zu können.
Darauf wird es jedoch hinauslaufen, wenn wir eine 100 all-electric-Society, basierend auf Wind- und Sonnenenergie haben werden wollen. Liege ich mit der Ahnung richtig? Wenn ja, dann lassen Sie uns in 30 Jahren noch mal miteinander reden, denn ich vermute, dann haben wir mindestens diese Energiespeicherkapazität mit der genannten Spitzenleistung installiert.
Ich war 40 Jahre bei Opel, hatte dort 30 Jahre überwiegend mit Logistik zu tun, wir waren war damals schon erstaunt, wenn deren Studien mit der Praxis konfrontiert wurden.
Ich verweise auf meinen obigen Kommentar vom 06. März um 22.28 Uhr.
Bitte PV Magazin stellen Sie dieses Magazin allen Abgeordneten im Bundestag zwangsweise zur Verfügung.
Ja, die Gaslobby ist schwer aktiv:
https://www.theguardian.com/business/2023/mar/07/gas-industry-lobbying-eu-boiler-phaseout-leaked-emails-suggest?CMP=share_btn_tw
30 Gigawatt zu wenig? In sieben Jahren? Bereits heute gibt es eine Million E-Autos die jeweils 30 Kilowatt abgeben könnten, eine oder mehrere Stunden lang je nach Akkugröße, etwa über DC gekoppelt an PV-Anlagen die bei Dunkelheit oder Bewölkung nichts zu tun haben. Was fehlt ist dass dieses bidirektionale (ent)laden endlich bei jedem neuen E-Auto freigegeben werden muss(!) damit es als E-Auto anerkannt wird. Die Industrie hatte lange genug Zeit.
Durchaus interessante Zahlen, die M. Müller da zu dem Pumpspeicherkraftwerk nennt. Um seine etwas unklaren Schlussfolgerungen zu systematisieren:
1. Batteriespeicher und Pumpspeicher haben einen zeitlich ähnlichen Einsatzbereich. Sie lassen sich nur bei täglicher Be- und Entladung wirtschaftlich betreiben.
2. Pumpspeicher können ihre Leistung etwas preiswerter erbringen, haben aber zwei Nachteile: räumliche Unflexibilität, weder nahe an den Erzeugern noch nahe an den Verbrauchern, und ein sehr begrenztes Ausbaupotential in Europa.
3. Für die Überbrückung von Dunkelflauten, die länger als zwei Tage dauern, kommen bisher nur Wasserstoff oder andere, regenerativ erzeugte Brennstoffe in Frage. Dazu braucht es Kraftwerke, die diese Brennstoffe verbrauchen. Da diese Kraftwerke nur selten zum Einsatz kommen, ist ihr Strom sehr teuer, weshalb durch Demand-Side-Management der Stromverbrauch während der Dunkelflaute so weit wie möglich reduziert werden sollte. NB: Die typische Dunkelflaute ist eine Inversionswetterlage, und da ist auch Verbrennung nicht gerne gesehen. Ein weiterer Grund, die Tätigkeiten in Industrie und Freizeit so verbrauchsarm wie möglich zu gestalten.
Es erfordert vielleicht ein gewisses Umdenken, das Wirtschaftsleben an die Energieverfügbarkeit anzupassen. Heute sind wir halt gewohnt zu jeder Zeit alles zu haben. Eine Lebensweise, die die natürlichen Gegebenheiten etwas stärker in die eigenen Planungen einbezieht, hat aber auch etwas für sich. Kurzzeitiger Stillstand ist immer eine gute Gelegenheit, über Sinn und Unsinn des eigenen Tuns nachzudenken.
Ich glaube auch, dass McKinsey zumindest interessenbezogen arbeitet, das dürfte klar sein.
Neben dem „faulen Ei“ wird es andere Strukturänderungen geben (müssen), sollte der Weg der EE erfolgreich eingeschlagen werden. Anpassung an das natürliche Dargebot; Speichern und Sharing wird dazu führen, dass der Energiebereich weiter diversifiziert wird. Das passt nicht in alle Finanzierungskonzepte und Denkweisen. Vielleicht auch nicht in unsere eigenen….
Und ja- wie es wirklich aussehen wird, können wir heute kaum bestimmen.
Staatssekretär Dr. Graichen, ehemals GF bei Agora Energiewende, jetzt Energiewendestratege unter Habeck, hatte in seiner „Kurzanalyse Kohleausstieg Versorgungssicherheit von November 2017“ (zu finden unter https://static.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2015/Kohlekonsens/Agora_Kurzanalyse-Kohleausstieg-und-Versorgungssicherheit_10112017.pdf) noch die Abschaltung von 8,4GW der ältesten BraunkohleKW als möglich dargestellt bei: Aktivierung der gesamten Gaskarftwerksleistung und den Zubau neuer mit insgesamt 32GW empfohlen neben weiteren Maßnahmen wie weniger Stromexport, Zubau 33 GW WEA, PV und Biomasse etc.etc., um bei Dunkelflaute im Jan. 2023 (und bei Wegfall der restlichen AKWe – damals noch 10,8GW) Versorgungssicherheit garantieren zu können.
Install. Erneuerbare Stand Jan. 2018: 111,2GW inkl. Laufwasser. Stand Jan. 2023: 149GW.
Der Zubau gemäß Kurzanalyse Agora bei den Erneuerbaren ist weit übertroffen worden mit plus 38GW von Ende 2017 bis März 2023, Kohlekraft ist um ca. 6 GW (45 auf 39GW) weggefallen. Install. Gasleistung immer noch 32 GW.
Die Ampel will bis 2030 6 Mio. Wärmepumpen installiert haben – mit gewaltigem Förderaufwand, ohne den sie keiner einbauen läßt. 6 Mio. x ca. 3KW-Leistung, ergibt ca. 18GW Last. Und die laufen im Winter von Oktober bis April. Dazu die teuren E-Autos, die sich ebenfalls nicht ohne abstrus hohe Förderung verkaufen lassen – der Absatz ist seit Absenkung Anfang 2023 eingebrochen -, ergibt bei angenommer Steckdosenladung bei 6Mio. Autos ebenfalls 18GW Last. Natürlich verteilt sich die Last bei eAutos über den Tag, aber es gibt ja auch 50 und 100KW-Schnelllader. Genau kann das wohl niemand simulieren.
Insofern wurde die von der BnetzA gesendete Beruhigungspille Anfang Februar von allen – insbesondere auch den Medien – erleichternd aufgenommen: „Die Stromversorgung sei auch bei früherem Kohleausstieg gesichert“. Allerdings sind im Report bei der BnetzA 17-21GW Zubau (wasserstofffähig) eingerechnet, die aufgrund der derzeitigen Situation wohl niemand mehr bauen will und wird. Das ist also alles andere als seriös.
Das Habecksche Osterpaket – Zubau 146GW PV (16GE p.a.) und 60GW WEA- muß ebenfalls als nicht realisierbar angesehen werden bei anhaltenden schwachen Zubauten WEA (Genehmigungsverfahren, zunehmender Widerstand, Materialbeschaffung, Personal) wie bei PV (ca. 20.000Module pro Arbeitsstunde. Wer soll das machen?). Nicht zu reden von mangeldem Netzausbau und von Großspeichern.
Insofern muß die Studie von McKinsey durchaus ernst genommen werden, denn die regierungstreue Behörde BnetzA folgt wohl eher dem Wunschdenken der Ampel als der Realität in Bezug auf früheren Kohleausstieg. Von Versorgungssicherheit irgendwie keine Spur – oder man glaubt ohnehin nicht an die Wärmepumpen – und eAuto-Offensive. Oder oder oder…..
Nur eines ist gewiss: es wird sehr teuer.
@ Micha.
MacKinsey recherchiert auf „Virtueller“ Basis. Physikalisch sieht die Sache ganz anders aus. Lesen Sie meinen Kommentar vom 6. März um 22.28 Uhr.