Inhalt anspringen

Energie

Vorwort

Diese Liste wurde angelegt, damit es eine zentrale Quellenliste für viele der häufigsten Fragen zu regenerativen Energien gibt, ähnlich zu meiner Hardware und Softwareliste.

Extrablatt soll aktuelle Themen behandeln, die im politischen oder medialen Diskurs aufkommen wie unter anderem die Heizungsreform bzw. die Reform des Gebäudeenergiegesetzes.
Die Angaben dort werden nach einer willkürlichen Zahl zu einem normalen Kapitel umgewandelt.

Vom Layout werden die Links so aussehen:

Link über wichtige Themen

Seit einer Weile kann man Bilder, wie auch die Fragen, anklicken, um an die Webseiten/Quellen ranzukommen.
Falls das nicht funktioniert, gerne Bescheid geben.
Dazu gibts dann einen Kommentar zum Beispielbild zum Einordnen der Informationen.

Mittlerweile kann mit E die Kapitelübersicht links eingeklappt oder ausgeklappt werden, falls man die Übersicht verlieren sollte.
Mit I könnt ihr die Anzeige links komplett einblenden oder ausblenden.
Außerdem STRG + K als Abkürzung/Hotkey springt ihr direkt zur Suchfunktion.

Falls weitere Fragen auftreten oder einer der Links nicht mehr funktioniert, gerne beim Livestream vorbei schauen, der findet täglich zwischen ca. 08:45 - 13 Uhr statt.
Dazu findest du mich bei:
Instagram
Bluesky

Den neue schnellen Support findet man übrigens hier

Es ist eher zu erwarten, dass ich regelmäßig Kapitel ergänzen werde, je nach Fragen von euch und neuen Erkenntnissen.


Die letzten Updates


Geplante Themen

Kapitel: Wahlkampf in Deutschland - Energiepolitik.
Kapitel 14: Energiespeicher


Wahlkampf in Deutschland - Energiepolitik

Ursprünglich sollte dieses Kapitel als Bestandteil einer Bilanz der Ampel-Regierung erscheinen, in der positive und negative Gesetze genau aufgelistet werden.
Durch die vorgezogene Wahl muss das schneller passieren, also findet ihr eine Übersicht über die Energiepolitik im Wahlkampf der Parteien.
Aktuell werden nur Parteien erscheinen, die auch im letzten Bundestag vertreten waren.

Selbstverständlich wird diese Liste bis zur Wahl laufend aktualisiert, da bis zum 23. Februar 2025 einige neue Wahlprogramme aufkommen werden.


CDUs Neue Energie-Agenda für Deutschland.

Historisch ist die CDU beim Thema Energiepolitik in der Vergangenheit nicht positiv aufgefallen.
Sei es mit dem Zickzack Kurs beim Thema Kernkraftverlängerung 2010, um dann kurze Zeit später erneut aus der Kernkraft auszusteigen, damit der Steuerzahler 2,4 Milliarden Euro als Schadensersatz zahlen muss.

Oder wurde auch beim Photovoltaikausbauchaos von 2013 eher als Bremse wahrgenommen.
Die EEG-Fördersummen zu senken, ist tatsächlich sehr sinnvoll gewesen, nur gab es kaum Versuche, Themen wie Smart-Meter-Rollout voranzutreiben.
Da haben die Großen Koalitionen mit Unsinn wie der sicheren Lieferkette aktiv die Energiewende verlangsamt, wodurch Innovationen wie Vehicle 2 Grid in Frankreich aktuell nicht umsetzbar sind in Deutschland.
Glücklicherweise hat die Ampel mit dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende diese Probleme behoben und es geht voran.

Dennoch geht es um die Zukunftsambitionen der CDU.
Schauen wir uns das genauer an:

Neue Energie-Agenda für Deutschland Bezahlbar, sauber, sicher – Energiepolitik für den Weg zum klimaneutralen Industrieland (Und ja, jede Partei kriegt eine Verlinkung zu einem Scherzlied. Unabhängig davon, ob ich sie mag oder nicht.)

Mit diesem Diskussionspapier auf 12 Seiten erklärt die CDU ihre Vision einer neuen Energieagenda, damit der Strom in Deutschland bezahlbarer wäre.

Fünf konkrete Eckpfeiler benennt die CDU, um dieses Ziel zu erreichen:

Eckpfeiler 1 - Erst Einstieg, dann Ausstieg

1. Erst Einstieg, dann Ausstieg

Grundsätzlich beginnt der Anfang von Eckpfeiler 1 überschaubar.
Unnötig Kapazität in der Reserve zu halten, treibt die Kosten stärker als aggressiver den Neubau von Kraftwerken voranzutreiben.
2023 gab es bereits Baustart von wasserstofffähigen Gaskraftwerken im Süden Deutschlands und daher ist diese Position nicht sonderlich logisch.

Zusätzlich die Positionierung der CDU bei Biogas oder Wasserstoff im bestehenden Gasnetz ist etwas befremdlich, da suggeriert wird, dass man ernsthaft die aktuellen Gasleitungen für den Zweck nutzen könnte.
Mindestens für das private Heizen wird Wasserstoff und Biogas keine ernsthafte Alternative werden, wie für Wasserstoff in einer Metaanalyse von 54 Studien festgestellt wurde.
Auch in Großbritannien wurden solche Tests gestoppt, da es weder die Vorräte an Wasserstoff noch ein wirtschaftliches Argument bezüglich Wasserstoff fürs private Heizen gibt.

Zusätzlich plant die Union die Stromkosten signifikant zu senken, möchte dann allerdings Wärmepumpen oder Nah- bzw. Fernwärme nicht stärker fördern? Deutschland liegt bei den Wärmepumpenverkaufszahlen pro 1000 Haushalten sehr weit hinten und mit günstigerem Strom würde man automatisch deutlich mehr Wärmepumpen verkaufen.
Da eher auf Biogas oder Wasserstoff zu setzen ist ein absurdes Argument und disqualifiziert die Beiträge der CDU bei der Energiepolitik.

Das Abschalten der letzten Kernkraftwerke zum 15. April 2023 mitten in der Energiekrise war eine ideologisch motivierte Fehlentscheidung der Ampel. Wir streben schnellstmöglich eine fachliche Bestandsaufnahme an, ob angesichts des jeweiligen Rückbau-Stadiums eine Wiederaufnahme des Betriebs der zuletzt abgeschalteten Kernkraftwerke unter vertretbarem technischem und finanziellem Aufwand noch möglich ist

Nun beginnt wieder der typische Unsinn über Kernkraft.

Wer mehr Details über die Kernkraftabschaltung und die Diskussion um die AKW-Files und Habeck sucht, findet diese bei diesem Artikel.
Kurzgefasst zu der Energieagenda:

14.11.2024 äußerte sich E.ON negativ über das Zurückholen der Kernkraft.

Es sei ökonomisch nicht sinnvoll, die Anlagen zurückzuholen.
Nadia Jakobi (E.ON)

Außerdem ist es wichtig zu betonen, dass laut Preussenelektra der Rückbau bereits zu weit fortgeschritten ist, sodass bereits Kühlmittelpumpen und Dampfleitungen demontiert wurden.
Natürlich heißt das nicht, dass man technisch Kernkraftanlagen nicht mehr zurückholen kann.
Nur steigen die Kosten durch den Rückbau immer weiter an und sorgt dafür, dass es immer absurder wird, auf Kernkraft zu setzen.

RWE bestätigt das ebenfalls.

Wir sind hierzulande über den Punkt hinaus, an dem wir abgeschaltete Atomkraftwerke wieder zurück ans Netz bringen sollten. Das sei zwar technisch möglich, doch „wenn man sich die Hürden und vor allem die Kosten dahinter anguckt, halte ich das doch für sehr unrealistisch
Markus Krebber (RWE)

Grundsätzlich deckt sich das auch mit dem dritten und letzten ehemaligen Betreiber von Kernkraftanlagen, EnBW.

Andreas Schell spricht deutliche Worte, dass weder bestehende Anlagen noch neue Kernkraftanlagen eine Lösung für die Energieversorgung in Deutschland sei.

Zu bestehenden Kernkraftanlagen:

Der Block II in Neckarwestheim ist seit Mai im Rückbau, und unsere weiteren vier Kernkraftwerke sind das schon länger. Wir haben für alle Standorte unsere Rückbaugenehmigung bekommen und auch mit dem Rückbau begonnen. Das ist irreversibel, und das ziehen wir jetzt auch durch.

Der Block II in Neckarwestheim ist seit Mai im Rückbau, und unsere weiteren vier Kernkraftwerke sind das schon länger. Wir haben für alle Standorte unsere Rückbaugenehmigung bekommen und auch mit dem Rückbau begonnen. Das ist irreversibel, und das ziehen wir jetzt auch durch.
Andreas Schell (ENBW)

Zu neuen Kernkraftanlagen:

Das ist doch nicht die Lösung der heutigen Energieversorgung. Der Bau und die Planung einer solchen Anlage liegen bei 20 Jahren Minimum. Die Kosten eines großen Kernkraftwerksprojekts in Großbritannien werden auf mittlerweile 40 Milliarden Euro geschätzt. Auch solche Anlagen bedürfen einer massiven Förderung, damit sie überhaupt ans Netz gehen können. Wie damit jemals kostendeckend Strom erzeugt werden soll, ist mir schleierhaft. Es gibt viele Absichtserklärungen zum Bau von Kernkraftwerken, aber die Zuliefererbranche ist sehr klein. Das ist eine rein politische Debatte.

Das ist doch nicht die Lösung der heutigen Energieversorgung. Der Bau und die Planung einer solchen Anlage liegen bei 20 Jahren Minimum. Die Kosten eines großen Kernkraftwerksprojekts in Großbritannien werden auf mittlerweile 40 Milliarden Euro geschätzt. Auch solche Anlagen bedürfen einer massiven Förderung, damit sie überhaupt ans Netz gehen können. Wie damit jemals kostendeckend Strom erzeugt werden soll, ist mir schleierhaft. Es gibt viele Absichtserklärungen zum Bau von Kernkraftwerken, aber die Zuliefererbranche ist sehr klein. Das ist eine rein politische Debatte.
Andreas Schell (ENBW)

Merkt euch vor allem den Teil mit Absichtserklärungen.
Heiße Luft allein erzeugt leider keinen Strom, sonst könnte man mit den populistischen Forderungen einzelner Politiker den gesamten Strombedarf des Landes füllen, nur konkrete Projekte mit konkreter Planung und einem tatsächlich auftretenden Baustart und Abschluss führen am Ende zur Stromerzeugung.

Aus meiner Sicht bleibt es ein Rätsel, wie man als Partei immer noch für Kernkraft argumentieren kann, wenn wortwörtlich alle Betreiber davon aus ökonomischer Sicht abraten.
Im Artikel spricht Schell davon, dass mit Offshore Anlagen gut Geld verdient werden kann und falls euch erzählt wird, dass das nur dank staatlicher Subventionen möglich sei, gibt es ein recht simples Gegenargument.

2023 und 2024 wurden alle Flächen für Windkraft-auf-See bzw. Offshore-Wind mit Null-Cent-Geboten verteilt. Also keine direkte Mindestvergütung nach dem EEG. Eine sehr positive Nachricht.

Abschließend zu dem Punkt kann man sagen, dass eine Diskussion des Betriebs der zuletzt abgeschalteten Kernkraftwerke unter vertretbaren technischem und finanziellem Aufwand noch möglich sei, bereits abgeschlossen ist.
Jeder Betreiber sagt, es ergibt wenig Sinn, also wozu wird dieser Punkt in einem Diskussionspapier für die kommende Wahl genannt?

Darauffolgend ergibt der Punkt bezüglich Energieunion keinen Sinn.
Europa hat bereits mit dem ENTSO-E eine sehr große Energie-Kooperation und tatsächlich ist etwas unklar, was mit starker europäischer Infrastruktur im Herzen Europas gemeint sein soll.
Generell spricht nichts gegen einen Ausbau der grenzüberschreitbaren Kapazitäten und Netze und sofern sich das darauf konzentriert, ist das völlig in Ordnung. Nur passiert das bereits, wie man bei ACER nachlesen kann.
Außerdem widerspricht die Union auf Seite 10 dieser Forderung durch die Ablehnung einer Teilung der deutschen Stromgebotszone.
Grenzüberschreitende Kooperation würde sowas als Stärkung voraussetzen, damit man mehr Anreize hat, mit den Nachbarländern effizienter zu handeln.
Gemeinsame Energieprojekte mit den Nachbarländern geht ziemlich gegen jeden aktuellen Trend bezüglich regenerativer Energien, da sowas höchstens im Kontext von Kernspaltung oder Kernfusionsprojekten sinnvoll ist und dort gibt es bereits mehrere Projekte.
Daher wirkt das als Forderung recht unnötig, da das bereits der Fall ist.

Inwiefern das die Kosten senken soll, bleibt unklar und wird nicht beleuchtet.

Zum letzten Punkt bezüglich der Entwicklung und Forschung von Kernkraftwerken der vierten oder fünften Generation sowie von SMR kann man weiter nur fragen:

Wie soll das Geld sparen?

⊳ Technology costs in selected regions in the Stated Policies Scenario

Insbesondere kleine modulare Reaktoren haben signifikante Probleme mit Wirtschaftlichkeit und Preisexplosionen, sobald sie tatsächlich gebaut werden oder werden dann sogar während des Baus eingestellt, da es zu teuer geworden ist und die Preisprognosen initial viel zu niedrig waren.

Zusätzlich reden wir bei kleinen modularen Reaktoren laut einer Studie von 2022 von mehr nuklearen Abfall von Faktor 2-30 (!) (je nach Design, eher doppelt so hoch ist realistisch) und das muss man erstmal den Bürgern vermitteln.
Aus meiner Sicht kein unlösbares Problem, nur neben der offensichtlichen Wirtschaftlichkeitsprobleme auch ein Argument, gegen das man im öffentlichen Diskurs nur schwer ankommen wird.

Mittlerweile im Jahr 2024 gehe ich so weit, dass selbst die Forschung für Kernspaltung der vierten und fünften Generation verbranntes Geld ist.
Das gilt explizit nicht für Kernfusion, bei der man sehr viel Geld reinstecken sollte und langfristig durchaus erstrebenswert ist, nur Kernkraftanlagen der vierten und fünften Generation, egal ob reguläre Größe oder SMR, MMR-Konfiguration, wirken auf mich nach Geldverschwendung.

Geringere Betriebskosten (OPEX) und Investitionskosten (CAPEX) bei regenerativen Energien verdrängen Kernkraft auch bei steigenden Strombedarf aus dem Markt wie in Frankreich und sorgen dafür, dass kommende Projekte häufiger gedrosselt werden dank Merit-Order.
Diese Drosselung sorgt zwangsläufig dafür, dass Kernkraftanlagen über ihre Lebenszeit weniger KWh erzeugen und jede erzeugte KWh noch teurer wird.

Jedes kommende Projekt muss sich bei Wirtschaftlichkeit gegenüber den Alternativen beweisen können und bis 2030 werden wir immer häufiger sehen, dass SMR-Betreiber wie Ultra Safe Nuclear Corporation Ende Oktober 2024 Insolvenz anmelden.

Zusammengefasst zum ersten Eckpfeiler:

CDU liefert wiederholt absurd teure Alternativen (Gasnetze für Biogas/Wasserstoff) und verschwendet die Zeit der Wähler mit entweder obsoleten Forderungen (Energieunion), bereits geklärten Debatten (Reaktivierung Kernkraft) und legitimer Geldverschwendung (Forschung an Kernspaltung der vierten und fünften Generation), um … damit Geld zu sparen?


Eckpfeiler 2 - Praxistaugliche und kostengünstige Maßnahmen statt realitätsfremder Idealvorgaben

⊳ Praxistaugliche und kostengünstige Maßnahmen statt realitätsfremder Idealvorgaben

Die Klima- und Kosteneffizienz der Energiepolitik muss grundlegend gesteigert werden. Schnelle und wirksame Maßnahmen müssen kostspieligen Ideallösungen vorgezogen werden. Also: Die „low hanging fruits“ zuerst und pragmatische Lösungen immer umsetzen.
CDU

Spannend, dass der erste Abschnitt von Punkt 2 einigen der Forderungen von Punkt 1 direkt widersprechen.
Grade der Fokus auf Wasserstoff und Biogas aus Punkt 1 ist im direkten Widerspruch zu dieser Forderung, denn das ist weder schnell umgesetzt noch wirksam als Maßnahme.

Danach wird es allerdings noch absurder.

In der kurzen Frist ist die sofortige Umsetzbarkeit von Maßnahmen entscheidend. So lassen sich
vor allem beim Netzausbau und im Offshore-Bereich schnell erhebliche Kostenpotenziale heben. Beim Netzausbau sollen die notwendigen HGÜ-Übertragungsnetze künftig in der Regel als Freileitungen geplant und umgesetzt werden, wenn sich dadurch Vorteile bei Bau- und Betriebskosten sowie Planungs- und Umsetzungsgeschwindigkeit ergeben.
CDU

Einer der drängendsten Gründe, warum man flächendeckend zuerst auf Erdverkabelung gesetzt hat trotz der tatsächlich signifikant teuren Kosten pro KM,
liegt an dem weit geringeren Risiko von Klagen.
Netzausbau wird gern generell mit Klagen übersäht, nur bei Freileitungen ist das Risiko wegen der hohen Sichtbarkeit sehr hoch.
Persönlich bin ich auch ein Fan von Freileitungen, da Erdkabel zwar “nur” doppelt so teuer sind, allerdings kann man Freileitungen deutlich leichter und schneller reparieren.

Daher ist das aus meiner Sicht der erste tatsächlich sinnvolle Vorschlag, falls man Kosten senken möchte.
ABER und dieses Aber ist entscheidend, es gibt sehr gute Gründe, wieso man auf Erdverkabelung gesetzt hat.

Sofern Klagen den Freileitung-Ausbau um Jahre verlängert, dann relativiert sich die Kostenersparnis recht schnell.
Wegen der Klagen wurde der Vorang für Erdverkabelung überhaupt erst eingeführt.

Daher bleibe ich etwas zwiegespalten, wie erfolgreich dieser Punkt umgesetzt werden kann.

Tatsächlich folgt ein vernünftiger Punkt der Energie-Agenda.

Eine gelingende praktische Umsetzung wird vor Ort vor allem durch die Akzeptanz der Bürgerinnen und Bürger sichergestellt. Dafür muss die lokale Bürgerschaft, einschließlich der Kommunen, bei Projekten von Anfang an mitgenommen, transparent informiert und wo möglich auch finanziell beteiligt werden. Mit Konzepten wie Energy Sharing oder Mieterstrommodellen können Bürger nicht nur Stromkosten sparen, sondern selbst aktive Akteure der Energiewende werden.
CDU

Energy Sharing und Mieterstrom, wie die Ampel Stück für Stück eingeführt hatte, sind sehr spannende und wichtige Konzepte für die Energiewende.

Durch diese Konstruktionen können auch Mieter sehr leicht von deutlich günstigeren Stromkosten profitieren und mit Energy Sharing könnten Gewerbe wie Industrie durch naheliegende Photovoltaik- und Windkraftanlagen profitieren, da man einen deutlichen Teil an Netzentgelten einspart und bei 11,53 Cent/KWh ist das sehr relevant.

Aus meiner Sicht gibt es kein gutes Gegenargument gegen Energy Sharing und Mieterstrom, sofern es bürokratiearm eingeführt wird.

Ohne Sarkasmus eine gute Sache, sofern die Union das nicht wieder direkt nach der Wahl vergessen hat. Kann man positiv hervorheben.

Zusammengefasst zum zweiten Eckpfeiler:

CDU widerspricht sich mit der Forderung nach realistischer Energiebedarfsanalyse und Fokus aufschnellen und wirksamen Maßnahmen mit ihren ersten Punkt, während sie abseits davon kontroverser, wenn auch sinnvolle Forderungen benennen (Freileitungen statt Erdverkabelung) und tatsächlich auch eine gute Idee haben. (Fokus auf Mieterstrom/Energy Sharing)


Eckpfeiler 3. Mit Technologieoffenheit und Innovation alle Potenziale heben

⊳ Mit Technologieoffenheit und Innovation alle Potenziale heben

Hinweis an die Union und auch an die Leser.
Insbesondere im Energiebereich ist es nie ratsam, eine sechs Jahre alte Studie als Maßstab für Kostenentwicklungen zu verwenden, wie ich in dieser Quellenliste mehrmals bewiesen habe.
Diese Studien sind methodisch nicht problematisch, nur stürzen die Preise für regenerative Energien deutlich schneller ab als ursprünglich erwartet und das betrifft auch diese Dena-Leitstudie.
Sofern eine Studie älter als 2 Jahre ist, lohnt es sich in jedem Fall, zu überprüfen, ob es mittlerweile aktuellere Zahlen gibt.

Problem 1: Die CDU widerspricht sich schon wieder selbst.

Erst sagen sie, man solle eine realistische Energiebedarfsanalyse erstellen und verwenden dann eine Studie von vor 6 Jahren, welche (zu der Zeit nachvollziehbar!) angenommen hat, dass Akkuspeicher 2050 z. B. signifikant teurer sind als sie es JETZT SCHON sind:

Stationäre Batteriespeicher

Zur Erinnerung: Aktuelle Akkuspeicher kann man durchaus für 200 Euro/kWh erhalten und die Kosten zum Produzieren sind in China bei mittlerweile unter 50$/kWh (!) gefallen:

Battery Margins Are Being Squeezed China cell spot prices and manufacturing costs

Zur Erklärung, wieso das relevant ist:

In Deutschland verbraucht man z. B. im Januar 2024 ca. 1,3-1,6 TWh Strom pro Tag.
Angenommen wir rechnen mit 1 TWh und Deutschland möchte einen gesamten Tag mit Akkuspeichern abdecken, würde es mit der Rechnung der dena-Studie 2050 350 Milliarden Euro kosten.
26 Jahre vorher kostet es nur noch 200 Milliarden/TWh bzw. sehr bald nur noch 100 Euro/kWh also 100 Milliarden für eine TWh bei der Preisentwicklung.
Insbesondere mit Blick auf Natrium-Ion-Akkus, die bereits angewendet werden und noch deutlich günstiger mit 30 Euro/kWh werden als Lithium Eisenphosphat Lösungen.
30 Milliarden Euro pro TWh an Speicherkosten sind doch ein kleiner Unterschied zu 350 Milliarden Euro.
Selbstverständlich rechnet nahezu keine Studie damit, dass man Dunkelflauten pur mit Akkuspeichern abdeckt, nur günstigere Akkuspeicher sorgen für signifikant günstigere Systemkosten, wenn immer mehr Haushalte oder Gewerbe wirtschaftlich ihren Bedarf damit sichern können.

Nahezu alle Annahmen in dieser Studie sind heute gnadenlos veraltet und nutzlos für eine aktuelle Energiebedarfsanalyse und Wirtschaftlichkeitsprüfung.
Aus meiner Sicht ist das eine phänomenale Studie, die durchaus zeigt, wie weit sich die Welt verbessert hat zu der Energiewende und gibt eine aufwändige und sehr lehrreiche Perspektive, sofern man die Werte der dena bzw. des EWI mit aktuellen World Energy Outlook Reports der internationalen Energieagentur vergleicht.

Problem 2: Zur Zeit der Studie waren Oberleitungs-LKW noch ein ernsthaftes Thema für die Dekarbonisierung der LKW.
Mittlerweile weiß man, dass vollelektrische LKWs sich flächendeckend durchsetzen und deutlich günstiger als Oberleitungs-Projekte und Brennstoffzellen Alternativen sind.

Zusätzlich fallen mindestens bei dem Thema sogar mehr Kosten an:

Allerdings zeigen die Modellergebnisse, dass die Nutzung von synthetischen Kraftstoffen ohne hohe Antriebseffizienz zu Kostennachteilen führen kann. So steigen die Kosten des Szenarios mit einem breiten Technologie- und Energieträgermix gegenüber dem Szenario mit einem hohen Grad von vollelektrischen Antrieben in den Jahren 2040 bis 2050 aufgrund des höheren Bedarfs synthetischer Kraftstoffe an.
dena

Problem 3: Der Haupttreiber dieser 600 Milliarden “Kostenunterschied” ist mit großem Abstand der Gebäudesektor.

7.5.1.1 Investitions- und Kapitalkosten - Die Elektrifizierungsszenarien verursachen den größten Investitionsbedarf

Verkehr ist ebenfalls zu teuer gerechnet, da allein die Beschaffungskosten für elektrische LKW und PKW beide signifikant höher 2050 sind, als es jetzt bereits der Fall ist.
Nur der Gebäudesektor ist besonders schräg, da dieser für seine Betrachtung voraussetzt, dass bis 2030 6 Millionen Wärmepumpen verbaut wurden.
Dank absurder Kampagnen gegen Wärmepumpen in Deutschland ist diese Prämisse nicht einmal gegeben und daher kann dieser Kostenwert nicht erreicht werden.
Mit Blick auf den europäischen Zertifikate-Handel halte ich es sogar für absurder auf den Technologiemix zu setzen, da das zu signifikant mehr Kosten führen wird für uns Bürger als die elektrifizierte Alternative.

Erneute Erinnerung, die Studie ist methodisch völlig in Ordnung, nur eben absurd veraltet.
All diese politischen und technologischen Entwicklungen der letzten sechs Jahre fehlen für eine ernsthafte Betrachtung und die CDU zeigt mir allein mit dieser Referenz, wieso Punkt 1 und 2 so schräg geschrieben sind, sofern das ihre Hauptquelle ist.

Es gibt in der Studie sehr viele weitere Probleme bei Betrachtung aus dem Jahr 2024, nur ich schließe das hier ab. Diese drei Punkte sind schon ausreichend für die massiven Schwierigkeiten, diese Primärquelle zu verwenden.

Womit fängt die CDU denn an?

Dies bedeutet, alle erneuerbaren Energien konsequent zu nutzen, auch die Bioenergie mit ihren systemrelevanten Potenzialen. Um einen Verlust der Biogas-Bestandsanlagen zu verhindern, ist kurzfristig die Erhöhung des Ausschreibungsvolumens und mittelfristig die Einbindung in den Kapazitätsmechanismus notwendig. Zudem müssen wir die Potenziale der Holzenergie aus nachhaltig bewirtschafteten Wäldern einbeziehen. Darüber hinaus bestehen weiterhin erhebliche Potenziale bei der Wasserkraft und vor allem neu zu erschließende Potenziale bei der Geothermie oder in Anwendungsfeldern wie der Abwasserwärme als ein Pfeiler zur Dekarbonisierung der Fern- und Nahwärme sowohl in urbanen Metropolen als auch im ländlichen Raum. Der einseitige Fokus der Ampel, der nahezu ausschließlich auf Solar- und Windenergie setzt, war weder notwendig, um weiterhin erneuerbaren Strom am Markt zu etablieren, noch hat er zu nachhaltigem Erfolg geführt. Das zeigt auch der mangelnde Fokus auf die Steigerung der Energieeffizienz und die Integration von Speichern. Nur auf Wind und Sonne zu setzen, macht die Energiewende unnötig teuer und ineffizient.
CDU

Wo fängt man da an?

Zuerst:
Wasserkraft hat kaum Potenzial und widerspricht erneut der Forderung der CDU, dass es günstiger werden soll:

Wasserkraft braucht 16 Cent/kWh für Anlagen kleiner als 100 kW und 14 Cent für Anlagen bis 500 kW. PV braucht grade mal 5.

Wie bereits im Wasserkraftkapitel erklärt, gibt es für Wasserkraft maximal eine “Verdoppelung” der Kapazitäten, die allerdings absurde Summen zum Investieren benötigen.
Es ist völlig unverhältnismäßig nahezu die dreifache Einspeisevergütung für Wasserkraft zu ermöglichen, wenn das Ziel eine Kostensenkung ist.
14-16 Cent/kWh ist nun einfach nicht günstiger als 4,44 - 5,47 Cent/kWh.

Grade mit Hinblick der Tatsache, dass Windkraft-Auf-See keine Förderung benötigt und Photovoltaik heutzutage durchaus ohne Mindestvergütung laufen kann, ist das einfach unverhältnismäßiger Nonsens.

Biomasse/Biogas ist aus meiner Sicht ebenfalls eine sehr unsinnige Investition.
Das beste Beispiel für die Aussage ist:

Abb. 3: Stromerträge je Hektar aus PV-Anlagen sowie Windenergieanlangen.

Pro Hektar an landwirtschaftlicher Verlustfläche geht es darum, dass man mit Windkraft im Vergleich zur Biomasse 720-mal (!) mehr Strom erzeugen kann.
Dabei werden Speicherverluste zur Lastenglättung berücksichtigt.
Photovoltaik sitzt immerhin bei 28-mal mehr Erzeugung als Biomasse.

Bei der Vergütung ähnlich zur Wasserkraft sieht es bei der Einspeisung von Biomasse aus:

Werte für alle bezuschlagten Gebote:
Der niedrigste Gebotswert eines Gebotes, das einen Zuschlag erhielt, beträgt 14,16 ct/kWh.,
Der höchste Gebotswert eines Gebots, das einen Zuschlag erhielt, beträgt 18,48 ct/kWh.
Der durchschnittliche, mengengewichtete Zuschlagswert beträgt 17,80 ct/kWh
Bundesnetzagentur

Wie kann man das rechtfertigen?
Selbst mit vollen Systemkosten + Backup sind die regenerativen Alternativen mittlerweile signifikant günstiger als Biomasse und Biogas.

Sofern man nur Abfälle, die sowieso abfallen, für Biomasse verwendet, kann man aus meiner Sicht einen Pluspunkt finden.
Nur ist das einfach nicht die Situation:

Hier ein kleines Update meiner Grafik, die visualisiert, dass der gesamte Flächenverbrauch von Solarparks in Deutschland deutlich unter dem von Golfplätzen (ca. 50.000ha) liegt.

Der Platzverbrauch von Energiepflanzen, welche häufig für Biomasse oder Biogas verwendet werden, ist absurd hoch.
Ähnlich wie bei Pelletheizungen ist es nicht realitätsnahe, dass man “nur Abfälle” für diese Anlagen verwendet.
Tatsächlich sind die Vergütungen für Biomasseverstromung so hoch, dass es für Landwirte absolut Sinn ergeben kann, eher Ressourcen in die Energiepflanzen zu stecken als andere Rohstoffe anzubauen.

Supermärkte bezahlen deutlich schlechter als Betreiber der Biomasse/Biogasanlagen.

Wir wollen doch die Kosten senken, dachte ich? Wie zur Hölle soll das bei so absurd hohen Werten für Biomasse möglich sein?

Zur Geothermie/Erdwärme habe ich keine Beschwerden.
Kostet an Investitionskosten zwar viel, das rechnet sich durch die nahezu unschlagbar günstigen Betriebskosten allerdings.
Mehr Fokus darauf zu setzen ist vernünftig.

Der einseitige Fokus der Ampel, der nahezu ausschließlich auf Solar- und Windenergie setzt, war weder notwendig, um weiterhin erneuerbaren Strom am Markt zu etablieren, noch hat er zu nachhaltigem Erfolg geführt. Das zeigt auch der mangelnde Fokus auf die Steigerung der Energieeffizienz und die Integration von Speichern. Nur auf Wind und Sonne zu setzen, macht die Energiewende unnötig teuer und ineffizient.
CDU

Nun zu den Fakten:

erneuerbare Energien“ a) Wasserkraft einschließlich der Wellen-, Gezeiten-, Salzgradienten- und Strömungsenergie, b) Windenergie, c) solare Strahlungsenergie, d) Geothermie, e) Energie aus Biomasse einschließlich Biogas, Biomethan, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biologisch abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und Industrie.

Im Gegensatz zur Union hat die Ampel tatsächlich eine faktenbasierte Analyse der Situation durchgeführt und wie weiter oben erklärt, ergibt ein Fokus auf Wasserkraft mit maximal 15 TWh Mehrerzeugungspotenzial und Biomasse einfach wirtschaftlich keinen Sinn.

Eine Frechheit, sowas als Wahlprogramm zu verkaufen, wenn man Wert auf Fakten legt.

Belastenderweise wird es nicht besser:

Ebenso gilt es, alle klimaneutralen Gase zu nutzen – und nicht nur aus Solar- und Windenergie erzeugten grünen Wasserstoff. Wenn etwa weiterhin Hürden für den Import oder die pragmatische inländische Erzeugung von blauem oder türkisem Wasserstoff errichtet werden, scheitert der schnelle Hochlauf der Wasserstoffwirtschaft und damit das Projekt, Deutschland als Industrieland klimaneutral zu machen. Wenn andererseits der Wasserstoffhochlauf schnell, bunt und breit angegangen wird, kann das Zusammenspiel von Energieeffizienz, erneuerbaren Energien und Wasserstoff endlich seine Stärke ausspielen. Dazu braucht es auch einen erweiterten Ausbau des Wasserstoffkernnetzes. Der Beschluss der Bundesnetzagentur zum Wasserstoffkernnetz ist unzureichend. Alle Wirtschaftsregionen müssen erreicht werden. Dazu braucht es eine erweiterte Planung mit zusätzlichen Leitungen. Und mehr noch: Weitere klimafreundliche Gase wie Biomethan sind umfassend zu integrieren, national und auch international.

Inwiefern türkiser oder blauer Wasserstoff beitragen soll, klimaneutral zu werden, bleibt ein Rätsel.
Denn Erdgas + CCS ist eine unfassbar teure Kombination, die zu massiven wirtschaftlichen Problemen führen wird, sofern man die flächendeckend anwenden möchte.
Ja, es ist günstiger als grüner Wasserstoff aus pur regenerativen Energien für paar Jahre, nur das ändert sich sehr schnell.
Ich sehe nicht, wie bei einer industriellen Planung für 10+ Jahre eine solche Quelle erstrebenswert sein soll.
Identisch zum Fracking-Thema in Deutschland, bei der die Expertenkommission deutlich davor warnen, dass man sich dann für 10-15 Jahre mindestens an eine Technik bindet, welche dann durch steigende Kosten immer unsinniger wird.

Zusätzlich zum Punkt des Beschlusses des Wasserstoffkernnetzes:
Ein Kernnetz soll die relevantesten Gebiete abdecken und ein Verteilnetz kann dann, bei Bedarf, alle Gebiete abdecken.
So funktionieren auch die Stromnetze in Deutschland, es gibt die Übertragungsnetzbetreiber und die Verteilnetze, um dann Haushalte, wie Gewerbe anzubinden.
Soll das die Wirtschaftskompetenz der CDU sein? Na großartig.

Eine Europa-Union bei Wasserstoff kann man begrüßen, das ist ein vernünftiger Vorschlag aus meiner Sicht.
Im Gegensatz zur obsoleten Forderung bei den Stromnetzen ist das eine gute Sache, die man vorantreiben sollte.
Ärgerlicherweise ist das auch der einzige gute Vorschlag in diesem gesamten dritten Eckpfeiler.

Nach dieser verhältnismäßig positiven Idee gibts wieder besonders … kreative Ideen.

So wie bei der Erzeugung gilt auch für die effiziente Nutzung in allen Sektoren: Alle klimafreundlichen Optionen – im Verkehrsbereich beispielsweise für Antriebe für PKW, LKW, Schifffahrt und Flugzeuge – sind rechtlich zu ermöglichen. Ein Verbot des Verbrennermotors ist daher der falsche Weg. Eine mögliche Förderung der meistversprechenden Technologien ist nach bilanziellen CO2-Einsparungen und nicht nach einzelnen politisch bevorzugten Technologien auszurichten. Dies gilt auch für Heiz- und Wärmetechnologien. Alle Möglichkeiten, um Effizienz zu steigern, sollten genutzt werden, ohne dass man sich auf bestimmte Technologien festlegt. Der Staat sollte nicht vorgeben – weder direkt noch indirekt durch komplizierte Förderkriterien – welche Technologien zum Einsatz kommen. Stattdessen sollten innerhalb des gegebenen CO2-Rahmens die Marktkräfte den Einsatz der Technologien steuern. Dabei muss die Wirtschaftlichkeit der Technologien vor Ort entscheidend sein und die regionale Umsetzbarkeit beachtet werden. So können die Klimaziele effizient erreicht werden und die Haushalte und Unternehmen werden nicht zu stark belastet.

Okay, also das Neuwagen-Verbrenner-Aus, was die CDU selbst auf EU-Ebene eingebracht hat, zurücknehmen soll also durch Zauberei die Emissionen runterbekommen oder irgendwas bezahlbarer machen?
Im Detail habe ich diesen Unsinn bereits widerlegt, hier fasse ich es kurz zusammen.

Parteien, die aktiv das Neuwagen-Verbrenner-Aus anzweifeln, möchten die deutsche Automobilindustrie zerstören.

Paar Zahlen dazu:

Absturz westlicher Marken.
Electric car registrations and sales share in selected countries and regions, 2015-2023

E-Autos nehmen immer mehr zu. Im weltweit größten Markt, China, machen sie über 40% mit Hybrid-Fahrzeugen aus.
Nimmt man ernsthaft an, dass dieser Trend rückläufig sein wird?
Nein. Natürlich nicht.

E-Autos zu fertigen ist günstiger und kann systemdienlicher sein durch Projekte wie Vehicle 2 Grid, bei der der eigene E-Auto-Akku etwas Strom ans Netz abgeben kann und dadurch Geld erhält.
Mit modernen LFP-Akkus ist die Zyklenfestigkeit so hoch, dass das legitim keine ernsthaften Probleme auslöst.
Legitim ein Gamechanger im direkten Vergleich zum Verbrenner.

E-Mobilität hat genug Herausforderungen in Deutschland, da insbesondere die Anschaffungspreise aktuell noch zu problematisch sind, nur daran kann und muss Deutschland arbeiten. Eine Rückkehr zum Verbrenner sorgt dafür, dass wortwörtlich mehr Arbeitsplätze draufgehen werden.
Denn wenn der Rest der Welt die Verbrenner nicht will, was soll das einer Exportnation wie Deutschland bringen?

Um ein Argument vorwegzunehmen: Nein, Länder auf dem afrikanischen Kontinent nehmen dann die Verbrenner nicht zwangsläufig an, denn Länder wie Äthiopien verbieten mittlerweile Verbrenner ebenfalls.
Leicht zu erklären, da Diesel/Benzin zu importieren dort teurer ist als Strom zu erzeugen.

Dieser Trend wird in vielen ärmeren Ländern weitergehen, denn Photovoltaik löst auch in Pakistan viele Probleme der Stromkosten, was sich in Zukunft auf die Akzeptanz von elektrischen Fahrzeugen auswirken wird, da es noch günstiger wird im direkten Vergleich zu Benzin/Diesel.

Deshalb: Jede Partei, die das Neuwagen-Verbrenner-Aus anzweifelt, möchte aktiv die Automobilindustrie zerstören.

In über zwei Jahren konnte keine einzige Person ein überzeugendes Gegenargument liefern gegen all diese Zahlen und Fakten und noch weniger die CDU.

Gehen wir weiter zum nächsten Argument:

Deshalb werden wir das Heizungsgesetz der Ampel zurücknehmen und den Weg zu klimaneutraler Wärme mit der Kombination aus schrittweiser CO2-Bepreisung mit Sozialausgleich, verlässlicher Förderung und technologieoffener Ermöglichung zum Erfolg machen. Wir geben keine Technologien vor, sondern nutzen die CO2-Reduktion als Zielvorgabe. Die Entscheidung, welche Technologie zur Anwendung kommt, wird vor Ort entsprechend der Beschaffenheit des Gebäudes und der regionalen Gegebenheiten getroffen, den Rucksack der Überregulierung der Ampel werden wir abwerfen. Die Förderung muss effizient und unbürokratisch ausgestaltet werden.

Das Gebäudeenergiegesetz ist ein sehr beliebtes Argument gegen die Ampel und wird zu 99% der Zeit ohne jegliche Kenntnis des Gesetzes geführt. Eins der größten Medien- wie Politikversagen der Zeit von 2021-2024.
Dazu habe ich ein vollständiges Kapitel geschrieben, um die Desinformationen aufzuklären.

Kurzgefasst:
Vielen Leuten ist nicht bekannt, das Wärmepumpen absolut in Altbau funktionieren und auch wirtschaftlicher als Öl- oder Gasheizungen sind bis Energieeffizienzklasse F bei Einfamilienhäusern und G bei Mehrfamilienhäusern.
Tatsächlich sind grade mal 1/4 der Eigenheime in einem Bereich, wo die Wärmepumpe keine gute Idee ist.
Und nein, man benötigt keine Fußbodenheizung, auch wenn das für die Effizienz hilfreich ist, noch muss man 120.000 Euro an Sanierung bezahlen in fast allen Fällen.
Ja, es gibt diese Problemfälle und diese benötigen aus meiner Sicht eine entsprechende Hilfe beim Sanieren, nur reden wir eben von einem unfassbar kleinen Teil der Bevölkerung.

Zusätzlich ist das GEG bereits so technologieoffen, wie es nur sein kann:

Wie man im Gesetzesentwurf sehen kann das ist der von April 2023, nicht der finale abgeschwächte Entwurf!, waren mehr als genug Optionen verfügbar.

  • Wir reden von Wärmenetzen, was Nah- wie Fernwärmenetze beinhalten.
  • Wir reden von Wärmepumpen, das beinhaltet selbstredend auch Geothermie in Form von Sole-Wärmepumpen oder Erdwärmekollektoren.
    Außerdem die sehr bekannten Luft-Wasser-Wärmepumpen, welche in Deutschland ohnehin am häufigsten verbaut werden neben Luft-Luft-Wärmepumpen, welche man als (Split-)Klimaanlagen auch kennt.
  • Wir reden von Stromdirektheizungen, die recht selten (aufgrund absurder Betriebskosten) in Deutschland sind, allerdings in Form von Infrarotheizungen, Heizstrahlern oder auch einem Heizlüfter vorkommen.
  • Wir reden von Solarthermie, welche weiterhin eine potenziell spannende Option sein kann.
  • Wir reden von Hybridheizungen, mit denen man simpel selbst bestehende Heizungssysteme per Kaskade unterstützen kann.
  • Wir reden von Anlagen, die mit grünen/blauen Wasserstoff oder Derivaten davon (… die Mär des eHeizöls) betrieben werden können.
  • Wir reden weiterhin auch von Biomasseheizungen, also Biogas oder auch, so sehr dieser Mythos aufrechterhalten wird, Holzheizungen. Ob Pellets, wie Scheitelholz. Die waren nie verboten.

Zur Erinnerung: Das war der Entwurf, über den ganz Deutschland vor Wut seinen Verstand verloren hat.
Was man zu Recht den Grünen ankreiden kann, dass sie es nicht geschafft haben, verdammt nochmal mit den Desinformationen der Opposition außerhalb der Regierung wie auch in der Regierung umzugehen und das aufzuklären.

Ausschließlich auf den CO2-Preis zu gehen ist wahnwitzig.
Heizungen kauft man sich für 20 Jahre in die Zukunft und ein schrittweise steigender Preis soll die Situation entschärfen?!
Mir bleibt es ein absolutes Rätsel, wie man auf die Idee kommen kann, dass das in irgendeiner Welt besser wäre, denn natürlich werden viele Bürger, die nicht jedes Jahr auf ihre Energiekosten und Trends bezüglich CO2-Abgaben schauen, überfordert werden.
Sozialer Ausgleich wie Klimageld möchte die Union ja eher in Senkung der Stromsteuer und Netzentgelte setzen, was legitim kein sozialer Ausgleich per Definition sein kann, wenn jemand mit höherem Verbrauch mehr unterstützt wird als die Haushalte, die grade so über die Runden kommen.

Ab 2027 haut der europäische Zertifikate-Handel auch auf Wärme CO2-Abgaben drauf, das wird richtig übel, falls Bürger darauf nicht vorbereitet sind für die nächsten 20 Jahre.

Absurderweise ist der GEG-Entwurf von Robert Habeck weniger bürokratisch als der GEG-Entwurf der letzten Großen Koalition unter CDU-geführten Wirtschaftsminister. Daher ist diese Forderung mehr als unglaubwürdig.

Klimaneutralität ist ohne eine breite Palette an Maßnahmen unmöglich. So sind für den Energiebereich und darüber hinaus auch alle technologisch ausgereiften und umsetzbaren Optionen von CO2-Senken, natürliche wie technologische, rechtlich zu ermöglichen: für die  von CO2 in nennenswerten Mengen (CCS) wie für die Nutzung von CO2 für völlig neue Geschäftsfelder (CCU) und für die Erzielung sogenannter „Negativemissionen“, um jene Bereiche zu kompensieren, die auch zukünftig noch Emissionen ausstoßen werden. Dafür sind CCS- und CCU-Technologien und Anwendungen energisch voranzubringen und in das Emissionshandelssystem zu integrieren.

CCS und CCU sind tatsächlich interessante Themen, ergeben allerdings nur begrenzt Sinn zur aktuellen Zeit.
CCS und CCU kann für die letzten paar Prozent an Emissionen helfen, diese zu kompensieren oder gar mehr einzuspeichern als man auslöst.
Nur das spielt eben erst nennenswert eine Rolle, sofern die meisten Sektoren bereits nahezu vollständig dekarbonisiert sind.
Sowas energisch voranzubringen, wirkt nach bizarrer Priorisierung in der aktuellen Phase der Energiewende.

Die Digitalisierung der Energiewende ist entscheidend für ein technologieführendes Energiesystem der Zukunft. Insbesondere in der Verteilnetzebene muss die überfällige Digitalisierung pragmatisch angeschoben werden. Damit sollen Lastflüsse für die Verteilnetzbetreiber sichtbar und steuerbar werden. Mit einem Smart Grid lässt sich die bereits bestehende Infrastruktur effizienter nutzen, der weitere Netzausbau auf das erforderliche Maß begrenzen und die zukünftige Netzplanung bedarfsgerecht vorantreiben. Ein wichtiger Baustein hierbei ist ein schnellerer und flächendeckender Rollout intelligenter Messsysteme, der infrastrukturelle Voraussetzung für viele stromnetzdienliche Konzepte wie dynamische Stromtarife und Energy Sharing ist. Darauf aufbauende Geschäftsmodelle unterstützen wir. Wir werden umsetzen, was die Ampel nicht geschafft hat und den Smart-Meter-Turbo zünden.

Tatsächlich wird man bei diesem Punkt etwas sauer, wenn man die Geschichte des Smart-Meter-Rollouts in Deutschland kennt.
Die Architekten hinter der sicheren Lieferkette, welche dazu geführt hat, dass gar nicht erst intelligente Messsysteme bzw. Smart-Meter verteilt wurden, haben einfach nicht die Autorität oder Glaubwürdig in irgendeiner Form von einem “Smart-Meter-Turbo” zu reden.

Wegen der Inkompetenz der letzten großen Koalitionen befindet sich Deutschland erst in dieser Lage und dank des Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende kommt überhaupt Tempo in das Thema rein.

Zusätzlich finde ich den Antrag der CDU, welcher als Referenz genannt wird, absurd. Viele der Forderungen im CDU-Antrag sind sinngemäß: “Hallo Ampel, bitte repariert unseren Mist, den wir selbst über 16 Jahre nicht in den Griff bekommen haben.”
Was tatsächlich durch Novellen des Energiewirtschaftgesetzes und Eichgesetzes auch passiert ist, da pragmatisch gearbeitet wurde.

Wir blicken mit Offenheit auf Technologien der Zukunft, die noch weiter erforscht und entwickelt werden müssen. Dabei kann beispielsweise die Fusionsenergie für diese Energieversorgung der Zukunft zu einem Gamechanger werden. Wird die Kernfusion zum Erfolg, wäre das der größte Wandel im Energiebereich seit der industriellen Revolution. Diese Technologie steht heute an einem Punkt, an dem die Weichen mutig gestellt werden und regulatorische und Investitionsentscheidungen zu treffen sind. Der erste an das Netz angeschlossene Fusionsreaktor der Welt soll in Deutschland stehen. Deswegen sprechen wir uns für die Beauftragung von zwei Fusionsreaktoren mit konkurrierender Technik durch den Bund aus. .

Okay, der erste an das Netz angeschlossene Fusionsreaktor der Welt soll in Deutschland stehen.
Kernfusion zu erforschen und Tempo reinzubekommen ist durchaus von Interesse, nur wenn ernsthaft dein stärkstes Gegenkonzept zu anderen Parteien KERNFUSION sein soll, wird es langsam wirklich realitätsfern.

Denn auch wenn die letzten Jahre tatsächlich Fortschritte erzielt wurden, kann man die letzten 20 Jahre an Kernfusion so zusammenfassen

Abspielen: Meme Mr Bean Waiting

Aus meiner Sicht ist der Forschungsfokus richtig und es spricht nichts dagegen, daran zu arbeiten, nur sollte man realistisch an die Erwartung rangehen.
Trotz all der bisherigen Forschung ist Kernfusion noch ein weit entferntes Thema.

Fassen wir den dritten Eckpfeiler zusammen:

Die Union möchte maximal überteuerte Stromerzeugungsformen stärker fördern, um durch mathematische Zauberei dann durch viel zu teure Formen den Strom wie Gas günstiger zu machen, was unmöglich ist.
CDU möchte um jeden Preis in die Vergangenheit zurück, die nicht mehr zurückkommen wird (Neuwagen-Verbrenner-Aus zurücksetzen) (Heizungsgesetz zurücksetzen) und massiv teurer wird.
Abschließend will die Union bizarrerweise Probleme lösen, die sie über 16 Jahre nicht geregelt bekommen haben und denkt, dass das auch nur eine Person ernsthaft abkauft.


Eckpfeiler 4. Mit Marktwirtschaft zum Klimaziel

Energiepolitik denken wir immer eingebettet in marktwirtschaftliche Klimapolitik. Kosteneffizienz entsteht durch die Nutzung marktgerechter Instrumente statt durch kleinteilige Steuerung, Verbote und Zwang. Die CO2-Bepreisung und der EU-Emissionshandel (ETS) ist das ökonomisch und ökologisch effizienteste Instrument. Wo der ETS greift, sind komplexe und bürokratische Definitionen von „grünen“ Eigenschaften hinfällig. Bei der weiteren Anwendung und Ausweitung des Instruments ist insbesondere darauf zu achten, dass es zu keinen Industrieabwanderungen und zu keiner sprunghaften Belastung der privaten Verbraucher kommt.

Aus meiner Sicht ist der ETS eine sinnvolle Teilmaßnahme, dennoch stört es mich deutlich, wie die Union den EU-Emissionshandel präsentiert.
Erstens ist die Aussage, dass die Union den Emissionshandel durch andere Sektoren stärken möchte, etwas merkwürdig, denn genau das passiert mit ETS 2 ab 2027 ohnehin automatisch.
Anscheinend mag die Union obsolete Forderungen, denn das ist mittlerweile die dritte in diesen 12 Seiten.
So kann man Wahlversprechen auch einhalten, wenn man Sachen fordert, die eh kommen, super Politikstil.

Zusätzlich ist ein Emissionshandel mit steigenden CO2-Abgaben nicht kompatibel mit ” (…) keiner sprunghaften Belastung der privaten Verbraucher. (…)” Die Annahme, dass jeder Bürger ohne steigendes Klimageld einen Ausgleich erhält, wirkt recht sinnfrei, wenn die CDU sich dafür nicht aktiv stark macht, sondern eher ohne sozialen Ausgleich für alle Personengruppe die Kosten senken möchte, was dazu führt, dass Großverbraucher deutlich stärker profitieren als die Haushalte, die grade so über die Runden kommen.

Gleichzeitig ist die Aussage, dass man mit freien Zertifikatezuteilungen die energieintensive Industrie stützen möchte, sodass man international wettbewerbsfähig sein möchte, mit einem Emissionshandel exakt 0% kompatibel.
Denn entweder möchte man über den Emissionshandel und CBAM CO2-Emissionen senken oder man fährt diese zweigleisige ineffiziente Nummer.

Grundsätzlich sind die Rahmenbedingungen für alle Unternehmen zu verbessern, anstatt nur einzelne per Subventionsbescheid zu unterstützen. Wo Unternehmen, konsequent ausgerichtet auf Innovationen mit hohem Marktdurchdringungspotenzial, begrenzt zu fördern sind, muss dies unbürokratisch und marktkonform erfolgen.

Ähnlich wie Entbürokratisierungsmaßnahmen wirkt es recht sinnfrei, Aussagen wie Rahmenbedingungen
für alle Unternehmen verbessern zu wollen, ohne ordentlich auszuführen, wie man das meint. Keine
spezifische Kritik an der Union, sondern grundsätzliche Kritik an Wahlprogrammen.

So vage Nummern fördert nur Politikverdrossenheit, da das kaum einer ernstnehmen kann, wenn in Regierungsverantwortung nichts passiert, wofür CDU-geführte Regierungen bekannt waren.

Die EEG-Vergütung lässt sich statt einer dauerhaften Subvention in festen Cent-Beträgen marktgerechter ausgestalten und sollte dann schrittweise auslaufen. Sofortige Anpassungen, sodass etwa Negativpreise nicht mehr ausgeglichen werden, unterstützen wir. Die aktuellen unionsrechtlichen Vorgaben sind dafür nicht nur zu beachten, sondern offensiv zu nutzen und für den Standort Deutschland mitzugestalten. Gleichzeitig kommt der Säule des nicht geförderten Ausbaus der erneuerbaren Energien immer stärkere Bedeutung zu. Das Potenzial für Direktstromverträge, sogenannte Power Purchase Agreements (PPA), bei denen Unternehmen den Strom direkt vom Energieversorger aus einem Windpark oder Photovoltaikanlagen beziehen, wird auf bis zu 25 Prozent des Stromverbrauchs im Jahr 2030 geschätzt. Den rechtlichen Rahmen für PPAs gilt es konsequent weiterzuentwickeln.

Immerhin eine vernünftige Sache in dieser Agenda.
Im Detail habe ich diesen Vorschlag als Beitrag selbst ausgeführt](#eeg-reform) und ich halte das für notwendig.
Windkraft-Auf-See braucht seit 2023 ohnehin keine Förderung mehr, da alles per Null-Cent-Geboten gelöst wird, quasi ohne Mindestvergütung und Photovoltaik ebenfalls so stark von den Kosten gefallen sind, dass man allein mit den Marktwerten ausreichend die Anlagen finanzieren kann, ist das gut so.
Nur bei Windkraft-Auf-Land ist es ein Problem, da wird man ohne Mindestvergütung nur schwer die entsprechenden Ziele erreichen, auch wenn das mit kommenden Hybridanlagen, also Erzeugungskapazitäten + Speicher, wieder leichter wird.

Zusammengefasst kann man den vierten Eckpfeiler so bewerten:

**Erneut bringt die Union einerseits obsolete Forderungen (andere Sektoren in den ETS einbringen) ins Gespräch, widerspricht sich bei Kernforderungen (ETS darf nicht überfordern, soll aber trotzdem Leute zum Umsteigen bringen) und hat ausnahmsweise eine gute Idee. (*EEG-Förderung stark reformieren*)


Eckpfeiler 5 - Die Stromkosten müssen spürbar runter

Wenn Strom einen immer stärkeren Anteil am deutschen Energieverbrauch leisten können soll, muss er sich auch preislich durchsetzen. Das ist nach dem aktuellen Stand der Dinge jedoch nicht der Fall. Zu hohe Stromkosten werden zur sozialen Frage für private Haushalte, zur Belastung von Betrieben jeder Größenordnung und zum Standortnachteil für die energieintensive Industrie. Die aktuelle Preisentwicklung steht auch einem klaren Preissignal immer CO2-ärmeren Stroms gegenüber fossilen Technologien entgegen.

Mir bleibt es ein Rätsel, inwiefern sich die CDU vorstellt, dass die Festlegung der Netzentgelte keine rein regulatorische Frage sein soll.
Denn selbstverständlich braucht man eine Grundlage für die Netzentgelte zur Berechnung, der Staat kann durch Reformen besagte Entgelte anpassen. Es erschließt sich durch den Beitrag nicht, inwiefern die Union das besser machen möchte.
Dazu ist die Ablehnung der Netzentgeltbelastung nicht ganz kompatibel zu den wiederholten Forderungen von Smart-Meter-Turbo und netzdienlichen Anwendungen im privaten Raum mit Energy Sharing.
Variable Netzentgelte sind tatsächlich ein relevanter Teil für besagte Konzepte, die die Union einerseits unterstützt, dann allerdings bei diesem Punkt wieder ablehnt.
Wirkt etwas unsinnig, so widersprüchlich aufzutreten.

Auch die Ablehnung der Stromgebotszone ist bizarr, denn die Forderung einer stärkeren Europa-Union beim Stromhandel würde nach ACER diesen Schritt ebenfalls erforderlich machen, da man dadurch zum industriellen Herz Europas werden könnte.
Also genau das, was die Union fordert.

Da Bayern durch den fehlenden Windkraftausbau am stärksten unter Strompreiszonen leiden würde, dürfte das eine reine CSU-Blockade sein, die das begründet und keinen ökonomischen wie ökologischen Grund haben.

Die enormen Summen, die zum Netzausbau notwendig sind, kann nicht der Staat stemmen. Die
Bedingungen für private Investoren müssen attraktiv sein und daher wettbewerbsfähig sowohl im Vergleich zu Eigenkapitalverzinsung bei anderen Infrastrukturprojekten in Europa wie im Vergleich zu kurzfristig verfügbaren Anlagen wie Anleihen oder Tagesgeld. Bei den Netzentgelten macht die Eigenkapitalverzinsung nur einen geringen Anteil aus.
CDU

Meine erste Frage zu der Forderung ist: “Wieso?”
Warum sollte der Staat grade bei einer der essenziellsten Infrastrukturaufgaben die Summen nicht stemmen können?
Insbesondere bei dieser Thematik würde man doch meinen, dass der Staat seiner Aufgabe nachkommen sollte, damit die Rahmenbedingungen für alle besser werden. Also erneut eine Forderung, bei der die Union sich widerspricht.
Zusätzlich konnte bisher kein CDU-Politiker konkret erklären, inwiefern die Garantie der Verzinsung durch den Staat mit privaten Anlegern besser ist als die Zinszahlungen durch Schuldenaufnahme.
Läuft am Ende auf ein recht ähnliches Resultat aus. Jedenfalls wenn man Staatsanleihen und Fonds vergleichen möchte.

Kurzfristig müssen wir jedenfalls entschlossene Maßnahmen ergreifen, um die Energiekosten spürbar zu senken. Daher sind die Einnahmen aus der CO2-Bepreisung nicht weiter in milliardenschwere, oft auch fachfremde Subventionsprogramme einzusetzen. Die Ampel hat ein Klimageld versprochen, aber nicht umgesetzt. Das hat Vertrauen und Akzeptanz gekostet

Na, immerhin kann man zustimmen, dass es Vertrauen gekostet hat, dass die Ampel kein Klimageld umgesetzt hat.
Basierend darauf, dass die Union aber zuerst die Stromsteuer senken möchte und die Netzentgelte mindestens halbieren möchte, was wortwörtlich den Großverbrauchern absolut weit stärker entlasten würde und die einkommensschwächeren Haushalte weniger unterstützt, wirkt das nach einer hohlen Nachricht.

Die grundsätzliche Forderung ergibt Sinn, nur die Konsequenzen aus dieser wirken unglaubwürdig.

Außerdem findet sich auch hier eine Nonsensaussage:

”(…) Daher sind die Einnahmen aus der CO2-Bepreisung nicht weiter in milliardenschwere, oft auch fachfremde Subventionsprogramme einzusetzen”
CDU

”oft auch fachfremde Subventionsprogramme” findet man also?
Hier ist die Liste aller Projekte aus dem KTF:

Kurzfristig müssen wir jedenfalls entschlossene Maßnahmen ergreifen, um die Energiekosten spürbar zu senken. Daher sind die Einnahmen aus der CO2-Bepreisung nicht weiter in milliardenschwere, oft auch fachfremde Subventionsprogramme einzusetzen. Die Ampel hat ein Klimageld versprochen, aber nicht umgesetzt. Das hat Vertrauen und Akzeptanz gekostet
Anhang: Übersicht zum KTF

Wie so oft kann die Union es sich nicht sparen, mit Lügen zu arbeiten, denn außer ggf. Mikroelektronik fällt das doch schon deutlich zur Entlastung bezüglich der Energiewende, sei es relativ oder absolut von der Fördersumme.
Basierend darauf, dass Intel sich für die nächsten zwei Jahre selbst in die Irrelevanz gesprengt hat und das Geld daher gar nicht benutzt werden muss, fällt effektiv das einzige “fremde” Thema raus.

Bisher wurden eben Subventionsprogramme finanziert aus dem KTF, was auch essenziell ist.
Wobei natürlich ein Klimageld besser ist und man kann nur hoffen, dass die nächste Regierung in egal welcher Form eins einführen wird.

Zusammengefasst für den fünften Eckpfeiler:

CDU fordert unsinniges Zeug, was sie nicht ändern sollten (Netzentgeltberechnung + Private Investoren im Stromnetz), widerspricht sich mit vorherigen Punkten (Stromgebotszone), um Söder zu besänftigen und lügt die Wähler an, wie die CO2-Abgaben bisher zurückgegeben werden (KTF)

Abschließend kann ich sagen, die Union hat überwiegend recht sinnfreie dogmatische Positionen drin, die einem ökonomischen Blick nicht standhalten, basiert ihre Agenda auf einer sechs Jahre alten Studie, die heillos veraltet sind und heutzutage unter keinen Umständen benutzt werden sollte.
Merkt man an den konkreten Forderungen nämlich deutlich.
Überraschenderweise finden sich einzelne sinnvolle Vorschläge, nur da hat man den Eindruck, dass das eher aus Versehen passiert ist und nicht, da man ein zusammenhängendes System aufbauen will.


Kapitel 1: Deutschland

Kapitel 1: Deutschland

Deutschland verscherbelt seinen Strom und kauft ihn teuer ein?

Sobald es um die deutsche Energiewende geht, wird ein Argument gerne angebracht, was einen Funken Wahrheit beinhaltet, nur dennoch in der Realität völlig falsch präsentiert ist.
Das BILD-ähnliche Magazin NZZ demonstriert das ausgezeichnet in dieser Überschrift:

Deutschland muss immer häufiger Strom verschenken – und ihn anschließend teuer zurückkaufen Deutschland überschwemmt seine Nachbarn oft mit Ökostrom, den niemand braucht. In den Monaten nach dem Atomausstieg hat sich das Problem verschärft. Eine Analyse.
[Hinweis: Bei NZZs Clickbait Unsinn weigere ich mich den Originalartikel zu verlinken und poste stattdessen nette Musik.]

Grundsätzlich ist das Angebot des europäischen Supernetzes ENTSO-E ganz klassisch nach Angebot und Nachfrage aufgebaut.
Sofern ein Land mehr Strom erzeugt als es verbraucht, kann es passieren, dass an bestimmten Stunden mit negativen Strompreisen zu rechnen ist.
Tatsächlich wird dann Kunden teilweise sogar Geld angeboten, um Strom, welcher sonst nicht verwertet werden kann, abzunehmen.

Also gibt es solche Beispiele aus dem Juli 2023:

Deutschland zahlt bei seinen Exporten drauf – und importiert teuer Börsenstrompreis und grenzüberschreitender Stromhandel Deutschlands Anfang Juli 2023

Nur ist das ein ausschließliches Problem von Deutschland?
Im europäischen Supernetz, in dem Länder regelmäßig Strom importieren oder exportieren, sollte man dazu ja mehr Informationen finden.

Wie sah es eigentlich am zweiten Juli 2023 in Europa generell aus?

Durchschnittliche Day-Ahead-Börsenstrompreise am 02.07.2023 in Euro/MWh

Nun.
Die Negativpreise in den Niederlanden und in Dänemark waren deutlich schlimmer und zusätzlich waren die Preise in Belgien, Frankreich, Österreich, Schweiz ebenfalls im Negativbereich.
Jetzt kann man als Gegenargument zu Recht einbringen, dass es die Situation nicht verbessert, wenn andere ähnliche Probleme haben wie Deutschland.
Allerdings kann man ein Problem nicht ordentlich lösen, wenn man keine ernsthafte Betrachtung der Situation durchführt und schaut, ob das tatsächlich ein Problem allein für Deutschland ist oder ob mehrere Nationen ähnliche Schwierigkeiten haben.
Da spezifisch an diesem Tag auch einige Nationen mit Kernkraft Probleme mit der Preisentwicklung hatten, kann das nicht am angeblichen Sonderweg Deutschlands liegen.

Nur ist Juli 2023 etwas länger her, schauen wir doch ins Jahr 2024 rein, wie sah es z. B. am 12 Mai 2024 aus?

Epex Spot Markt 13-14 Uhr am 12 Mai 2024

Deutschland ist erneut nicht das Land mit den größten Problemen mit negativen Preisen.
Ja, es ist richtig, für die Verbraucher sind negative Strompreise super, grade wenn man dank dynamischer Stromtarife von diesen Umständen profitiert.

Nur für den Staat und die Betreiber der Anlagen kann das schnell problematisch werden.
Jede Form der Stromerzeugung hat Betriebskosten und unter diesen Betriebskosten zu verkaufen kann auf Dauer nicht gut gehen.

Denn diese Mengen an Strom sollten idealerweise in Akkuspeichern eingespeichert oder durch Wasserstoff langfristig eingespeichert werden, sodass man sie in Zeiten geringerer Stromerzeugung aus regenerativen Quellen nutzen kann.

Idealerweise hat man einen Strompreis, welcher konstant niedrig ist und dennoch noch Profite einbringen kann, sodass Bürger günstigen Strom beziehen und Unternehmen wie Industrie dank niedriger Strompreise günstig profitieren können.
Negative Strompreise sind da keine gute Sache.

Nur wie sieht es denn jetzt konkret über das gesamte Jahr 2023 betrachtet aus?

Explosion of negative electricity wholesale prices

ACER, nicht zu verwechseln mit dem Monitorhersteller, ist die Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (“The European Union Agency for the Cooperation of Energy Regulators”) und dieser Bericht zeigt die Tatsachen der Stunden mit negativen Strompreise.

Stunden mit negativen Strompreisen sind ein allgemeines Problem.
Ironischerweise fällt besonders Finnland als absoluter Rekordhalter auf.

Im Diskurs wird gerne Finnland als alternatives Konzept zur Energiewende benannt, da sie dort ebenfalls auf Kernkraft gesetzt haben mit *Olkiluoto-3, welches 17 Jahre gebaut werden musste.

Nur als Rekordhalter der negativen Strompreise in Kombination zu der Tatsache, dass genau dieses Kernkraftwerk die Stromproduktion im Sommer 2023 wegen dieser niedrigen Preise drosseln musste, wirkt es besonders merkwürdig, dass ausgerechnet das deutsche Modell und nicht eher der finnische Weg kritisch gesehen wird.
Ironischerweise treten auch Mitte November 2024 erneut unerwartete Zwischenfälle bei besagten finnischen Kernkraftwerk auf, weshalb es für einige Tage ausfällt.
Finnland hat dadurch häufig zu große Stromerzeugungskapazitäten mit negativen Preisen oder höhere Preise, weil diese Kapazitäten teils ganz ausfallen.
Dabei sollte Kernkraft doch eher zuverlässig sein bei den immensen Kosten.
Nun.

Zurück zum Thema:

Exportiert Deutschland oft billig den Strom und importiert ihn teuer zurück?
Auch dazu gibt es Daten:

Strom-Import und -Export – Tabellen: Deutschland ⟺ alle Länder

Offensichtlich nicht.
Ja, es mag sein, dass es Stunden mit negativen Preisen gibt, immerhin zeigt das der ACER-Bericht weiter oben detailliert.
Dennoch ändert das nichts an den Durchschnittsverkaufszahlen über das Jahr verteilt.
Deutschland erhält mehr Euro pro MWh für das Verkaufen des Stroms, als es Euro pro MWh für das Einkaufen pro MWh bezahlen muss.

Wie die 600 Milliarden Euro Lüge oder die angeblichen 60 Milliarden Euro für Reservekraftwerke Geschichte, ist auch dieser Teil der Stromversorgung gefühlt von Informationen ohne Kontext.

Deutschland sollte selbstredend dennoch mehr Speicher zubauen, die Stromnetze aggressiv ausbauen und sicherstellen, dass der kommende erhöhte Strombedarf auch gedeckt werden kann.

Diese Punkte sind kein Widerspruch und wie die Übertragungsnetzbetreiber aktuell lernen, explodiert die Nachfrage nach Batterie-Anschlussanfragen, was eine sehr positive Entwicklung ist.

Anschlussanfragen bedeutet nicht, dass diese Leistung oder Kapazität auch tatsächlich gebaut wird, nur es zeigt einen eindeutigen Trend, der sich in auch in anderen Ländern findet.

Also sollten wir uns alle an die Arbeit machen, in die Zukunft zu blicken und diese Zukunft erfolgreich umzusetzen.

Sonst fällt Deutschland weiter zurück.


Die 600 Milliarden Lüge über die Energiewende

Alle sechs Monate gibt es neue großspurige Aussagen, wie teuer die Energiewende angeblich ist oder was für Kosten auf uns alle zukommen, werden in Zukunft dank der Energiewende.

Mal sind es 1.200 Milliarden Euro bis 2035, bei der Kernkraftalternativen deutlich teurer werden, dann sind es 60 Milliarden für Reservekraftwerke, die in Wahrheit nur 6 Milliarden kosten und heute haben wir diese spannende Nachricht:

Wäre Deutschland bei der Atomenergie geblieben, statt auf erneuerbare Energien zu setzen, hätte es 600 Milliarden Euro gespart und würde mehr CO₂-freien Strom produzieren, zeigt eine Analyse. Sogar eine komplett CO₂-freie Stromversorgung wäre möglich gewesen. - Das sagt die Welt darüber und das ist übrigens falsch. [Hinweis: Bei Springer Medien weigere ich mich auf den Originalartikel zu verlinken und poste stattdessen nette Musik.]

Wäre Deutschland bei der Atomenergie geblieben, statt auf erneuerbare Energien zu setzen, hätte es 600 Milliarden Euro gespart und würde mehr CO₂-freien Strom produzieren, zeigt eine Analyse. Sogar eine komplett CO₂-freie Stromversorgung wäre möglich gewesen.
WELT

Dieses Zitat ist gleich auf mehr als eine Art absurd und objektiv falsch.

Fangen wir mit den Grundlagen an:

What if Germany had invested in nuclear power? A comparison between the German energy policy the last 20 years and an alternative policy of investing in nuclear power

22 Seiten beinhaltet dieser Beitrag von Jan Emblemsvåg mit dem Namen What if Germany had invested in nuclear power? A comparison between the German energy policy the last 20 years and an alternative policy of investing in nuclear power und es geht um den Zeitraum von 2002 bis 2022.

Jetzt kommen wir auf das Zitat des Weltartikels zurück.
600 Milliarden Euro hätte es also gespart und man würde mehr CO2-freien (man sollte CO2-arm sagen) Strom erzeugen.
Bevor wir auf die Summe der Finanzierung zurückkommen, überprüft bei Springerverlagen eigentlich jemals irgendeiner irgendwas?

Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland

In welcher Welt sind 156,3 TWh Kernkrafterzeugung mehr als 176,8 TWh Windkraft + PV ohne Kernkrafterzeugung?
Egal, wie man das dreht oder wendet, diese Zahl ergibt schon initial überhaupt keinen Sinn, bevor man den mathematischen Unsinn überhaupt aufarbeitet.

Jetzt kommen wir zur 600 Milliarden Zahl.

Figure 4. Total burden of taxes, fees and levies in bn euros excluding VAT. Data source: (BDEW 2023).

Diese Daten stammen aus der Dezember 2023 Strompreisanalyse des BDEW.

Erstes signifikantes Problem: Der Autor rechnet alle EEG-Kosten Wind und Solar zu, obwohl ein großer Teil der Kosten durchaus auf Biomasse und ein kleiner Teil auch auf Wasserkraft zurückzuführen ist, ignoriert dann allerdings deren Stromerzeugung seit 2002.
2022 macht das 62,7 TWh Stromerzeugung aus.

Kleines Beispiel aus der Prognose der EEG-Umlage 2020 nach EEV der Netzbetreiber:

Prognostizierte Einnahmen der Anlagenbetreiber [€]

Wie ihr sehen könnt, reden wir von guten 6+ Milliarden Euro pro Jahr an manchen Jahren, was natürlich bei teils über 60 TWh Mehrerzeugung einen signifikanten Unterschied ausmacht bei der Berechnung, wie teuer ein Szenario vs. das andere ist.

Zweites signifikantes Problem: Warum wird bei 4.1. folgendes Zitat präsentiert:

4.1. The cost of keeping NPPs Germany had in 2002

Die deutschen KKW hatten 2002 eine Kapazität von 23,5 GW und eine jährliche Produktion von etwa 185,6 TWh/Jahr, wobei ein PCF von 90 % angenommen wurde, was mit den US-amerikanischen KKW unter LTO vergleichbar ist.
Die Studie

Wozu wird in dieser Studie ein Kapazitätsfaktor (Power Capacity Factor) von 90% angenommen und die Stromerzeugung unnötig geschätzt?
In der Studie wird Energy Charts mehrmals als Datengrundlage verwendet, wieso schaut man nicht einfach nach?

Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland

Bei 156,3 TWh statt der 185,6 TWh reden wir von einer Lücke an Jahresstromerzeugung von mehr als drei neuen AKW nach OLKILUOTO-3 Vorbild, eins der neusten AKW in Europa nach 17 Jahren Bauzeit.

Immer ein gutes Zeichen, wenn man schon solche groben Schnitzer auf den ersten Blick sieht, die sich spielend auf über 100 Milliarden Euro Diskrepanz addieren könnten unter der Annahme, dass die drei AKW durch Zauberhand herbeigezaubert werden nach den Kosten von Olkiluoto-3.

Drittes signifikantes Problem, was so deutlich ist, dass gleich drei Fraunhofer-Institute IEG, ISE und ISI eine gemeinsame Pressemitteilung präsentieren:

Der Autor bezeichnet seine Analyse als eine Cash-Flow-basierte Analyse. Der Cash-Flow ist ein Begriff aus der Finanzwirtschaft, der den Nettofluss an Zahlungsmitteln beschreibt, der einem Unternehmen zur Verfügung steht. Er stellt die Differenz zwischen Einnahmen und Ausgaben dar und ist somit eine wichtige Komponente bei der Bewertung der Finanzierung eines Unternehmens.   Dabei betrachtet der Autor des Artikels nun zunächst die Ausgaben für Investitionen, Betrieb und Wartung der seit 2002 neu installierten erneuerbaren Erzeugungsanlagen. Diesen Ausgaben müssten in einer Cash-Flow-Analyse nun Erlöse gegenüberstehen, die sich durch den Verkauf des erzeugten Stroms ergeben, d.h. Markterlöse und erhaltene Subventionen. Stattdessen addiert der Autor aber die Subventionen für die erneuerbaren Energien zu den Ausgaben (Zitat: “Essentially, the total expenditures of the Energiewende are the sum of the expenditures that the power plant owners have used (...) and the sum of the expenditures that society in addition have used to make the system work, i.e. subsidies, and subtracted any profits”1,2). Die in seinen Rechnungen wesentliche Förderung der Erneuerbaren ist die Einspeisevergütung, die die Besitzer erneuerbarer Anlagen erhalten (siehe Abbildung 4). Um die Grundsätzlichkeit dieses Fehlers anhand eines einfachen Beispiels zu illustrieren: Nehmen wir an, ein Student kauft sich ein Auto und zahlt dafür monatliche Raten in Höhe von 300 Euro. Die Eltern unterstützen den Autokauf des Studenten mit 200 Euro im Monat. Emblemsvågs Logik folgend kostet das Auto nun monatlich 500 Euro. In der Summe addiert Emblemsvåg nominal für den Zeitraum 2002 bis 2022 309 Mrd. Euro Subventionen für die Erneuerbaren zu den Ausgaben in Höhe von 387 Mrd. Euro, während er bei der Kernenergie nur die Ausgaben berücksichtigt (siehe3). Diese fehlerhafte Berechnung ist das Fundament seiner Aussage bezüglich der angeblichen Mehrausgaben der deutschen Energiewende. Diese beziffert er auf ca. 300 Mrd. Euro bei KKW-Laufzeitverlängerung und Neubau, bzw. 600 Mrd. Euro bei nur KKW-Laufzeitverlängerung. Da die Betreiber erneuerbarer Erzeugungsanlagen und nicht die Stromverbraucher oder der Staat Gegenstand der Cash-Flow-Analyse sind, ist dieses Vorgehen methodisch grundlegend falsch. Dies führt zu einer Doppelzählung der Ausgaben für die Energiewende. Die Endkonsumenten und der Staat haben den Großteil der Mehrkosten der erneuerbaren Energien getragen, entsprechend den Förderungen nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG). Aber diese EEG-Umlagezahlungen bzw. Staatsausgaben fallen außerhalb der betriebswirtschaftlichen Cash-Flow-Rechnung an und stehen auf einer anderen Ebene, der volkswirtschaftlichen Ebene. Insgesamt wäre bei der vom Autor versuchten Analyse allein die Ebene der Ausgaben für die Energiewende zu berücksichtigen, ohne ihre Gegenfinanzierung wie z.B. in anderen Analysen4 aufgeführt.

Dieses Doppelzählungsproblem kommentiert der Studienautor sogar in der Studie selbst und macht es dann trotzdem:

Figure 3. Electricity production in Germany from 2001 through 2022. Source: Statista

Kleiner Hinweis: Aus meiner Sicht wirkt es so, als ob der Studienautor zwischendurch vergessen hat, worum es ihm überhaupt geht. Figure 3 zeigt die Bruttostromerzeugung, also die Stromerzeugung, was auch Netzverluste 2023 waren das 28 TWh und den Eigenbedarf der Kraftwerke selbst beinhaltet.
Unterschied der Erzeugung beträgt 2022 für die Bruttostromerzeugung (544,3 TWh) und Nettostromerzeugung (492,2 TWh) insgesamt 52,1 TWh.

In Deutschland wird ausschließlich mit Nettogrößen gearbeitet, das gilt für die deutsche Strombörse EEX, wie auch die Netzberechnung der Netzbetreiber und auch Kraftwerkseinsatzplanung.
Der Autor verweist in anderen Figures und Tables wiederholt auf Nettogrößen, da wirkt es durchaus plausibel anzunehmen neben all den signifikanten Schnitzern, dass sich jemand verzettelt hat.

Dabei könnten die Editoren des Journals helfen, also in dem Fall vom International Journal of Sustainable Energy.
Wer gehört denn zu diesen Journal Editoren?

CURRENT: 1) Chairman of the Board at Offshore Simulator Centre AS (OSC) (2020 - present).  2) Editorial Board of International Journal of Sustainable Energy (2023 - present

Oh. Der Studienautor selbst gehört zum Editorial Board des Journals, in dem er diese irreführende Studie veröffentlicht.
Absolut gar nicht potenziell problematisch.
Erklärt für mich persönlich mehr als es sollte.

Zusätzlich sprechen die Wissenschaftler der Fraunhofer-Institute einen wichtigen Punkt an:

In dieser Stellungnahme haben wir uns allein auf den grundlegenden methodischen Ansatz in der Analyse von Emblemsvåg konzentriert, ohne die verwendeten Daten und vorgenommenen Rechnungen im Detail zu prüfen. Allerdings zeigen sich auch im Hinblick auf die verwendeten Daten mögliche Fehler, z.B. scheinen die Investitionen für die Windenergie im Jahr 2002 deutlich (etwa um den Faktor vier) überschätzt zu sein (siehe Tabelle 2). Aufgrund des falschen methodischen Vorgehens erscheint jedoch eine Detailanalyse der Daten nicht zielführend.
Prof. Dr. Martin Wietschel + Dr. Barbara Breitschopf + Prof. Dr. Mario Ragwitz + Dr. Benjamin Pfluger + Prof. Hans-Martin Henning

Es mag nicht zielführend sein, nur wenn ich schon dabei bin.
Schauen wir uns doch einmal den Punkt an, den sie ansprechen:

Table 2. Annual direct expenditures related to wind power and solar power in Germany 2002–2022 in nominal billion USD. Source: Author’s calculations based on data from (IRENA 2023).

Der Studienautor bezieht sich auf diese IRENA-Studie und vermutlich (da ich bei mehrfachen Lesen nicht genau herauslesen kann, welche Datengrundlage er sonst genutzt haben kann, die meisten Daten der Studie fangen nicht einmal 2002 an) Figure 2.5 auf Seite 74, nur mit der Visualisierung würde der fünf Mal höhere CAPEX-Wert (Investitionskosten) 2002 mit 40,8 Milliarden Euro gegenüber 2003 mit 8 Milliarden Euro keinen Sinn ergeben.

Jährliche Installierte Windenergie-Leistung in Deutschland

Ja, 2002 wurde etwas mehr Windkraft zugebaut als 2003, nur reden wir von unter 20% Unterschied, ohne dass das EEG zwischen 2002 und 2003 geändert wurde, während der Autor von gleich 40,8 Milliarden auf 8 Milliarden fällt.
Wie um Himmels Willen der Autor generell auf diese CAPEX und OPEX-Werte gekommen ist, bleibt mir ein Rätsel.
Da reden wir erneut von ggf. 25-30 Milliarden Fehleinschätzung und Fehlrechnung für ein Jahr.
Keine der Zahlen wirken nachvollziehbar, sofern man die durchschnittlichen Berichte der deutschen Windguard als Vergleichsmaterial verwendet.
Bei der IRENA-Studie gibt es für manche der Zeiträume gar nicht die entsprechenden Datensätze, um diese Rechnung der Tabelle überhaupt zu erfassen.
Selbstverständlich scheitert diese Studie nicht an dieser Detailfrage, da gibt es genug andere Punkte, nur muss man deutlich kritisieren, wie unsauber zitiert bzw. die Rechnung erklärt wird.

Zurück zum methodischen Unsinn:
Das Doppelzählungsproblem wird vom Autor angesprochen, dann trotzdem gemacht, um zu diesem Ergebnis zu kommen:

Figure 9. The expenditure of Energiewende and possible savings of alternatives policies with uncertainty.

Grundlegend nimmt der Autor, auch wenn diese Zahlen um mindestens 100 Milliarden Euro falsch sein werden, neben des Doppelzählungsfehlers mit 309,5 Milliarden Euro für die EEG-Subventionen, dass die Energiewende seit 2002 bis 2022 696 Milliarden Euro gekostet hat und eine Route mit Kernkraft 364 Milliarden Euro kosten würde.

Jetzt kommt der signifikante Punkt, der diese gesamte Studie ad absurdum führt.

Kapitel 4.2

New German Average NPPs built in the tempo of China but scaled to match overall energy system investments.

Zur Erklärung:
Der Studienautor nimmt an, dass Deutschland imstande wäre, 2002 mit chinesischer Geschwindigkeit Kernkraftwerke zu bauen, um 2002 bis 2010 das erste Kernkraftwerk zum Laufen zu bringen.
Als Ursache nimmt die Studie diese Quelle an:

Despite the large variation in reactor construction times, the median construction time for reactors grid-connected in 2022 was little changed from that in 2021, being one month longer, at 89 months (World Nuclear Association 2023), or seven years and 5 months. Thus, the model assumes average performance of the Germans in this respect, which is not unrealistic.

Trotz der großen Unterschiede bei den Bauzeiten von Reaktoren hat sich die mittlere Bauzeit für Reaktoren, die 2022 ans Netz gingen, gegenüber 2021 kaum verändert und ist mit 89 Monaten (World Nuclear Association 2023) oder sieben Jahren und fünf Monaten einen Monat länger. Das Modell geht also von einer durchschnittlichen Leistung der Deutschen in dieser Hinsicht aus, was nicht unrealistisch ist.
Die Studie

Entschuldigung, jetzt wird es wirklich lächerlich.
Schauen wir uns im Schnelldurchlauf ALLE Kernkraftanlagen 2022 an, es geht schnell, keine Sorge:

SHIN-HANUL-1 Südkorea Baustart 2012 Kommerzieller Start Dezember 2022.
OLKILUOTO-3  Finnland Baustart 2005 Kommerzieller Start Mai 2023.
KANUPP-3   Pakistan Baustart 2016 Kommerzieller Start April 2022.
HONGYANHE-6  China Baustart 2015 Kommerzieller Start Juni 2022.
FUQING-6  China Baustart 2015 Kommerzieller Start März 2022.
BARAKAH-3  Vereinigten Arabischen Emiraten Baustart 2014 Kommerzieller Start Februar 2023.

Wenn man sich die Daten stumpf anschaut, insbesondere wenn man das für mehr als ein Jahr bei Kernkraftanlagen macht, stellt man schnell fest, dass kaum einer Kernkraftanlagen aktuell baut und dass diese Projekte in vielen Ländern lange brauchen.

Die Annahme, Deutschland sollte einfach in Chinageschwindigkeit bitte neue Kernkraftanlagen in knapp unter sieben Jahren aufbauen, obwohl das letzte Kernkraftwerk Greifswald-5 November 1989 ans Netz gegangen ist, wirkt völlig realitätsfern.

Selbst ohne grundsätzliche Anti-AKW-Bewegung zurzeit gibt es in Europa keine positiven Erfahrungen im Zeitraum 2000-2010 mit schnellgebauten Kernkraftanlagen.
Selbst Südkorea und USA, Nationen ohne grundsätzliche Kernkraft-Aus Stimmung, konnten kaum diese unter acht Jahre Bauzeit fertigstellen, da redet man eher von zehn Jahren.

2011 hätte Fukushima das Momentum ohnehin gebrochen, da in Deutschland zu der Zeit ebenfalls Angst vor Kernkraftanlagen ausgebrochen ist, selbst wenn diese zu der Zeit meiner Auffassung nach völlig unangemessen war. Denn Tsunamigefahr vom Bodensee war jetzt eher unwahrscheinlich.
Dennoch muss man klar sagen, es gibt kein Szenario in Deutschland, bei dem die angenommene Chinageschwindigkeit in Deutschland umgesetzt werden kann.

Dadurch wären die Stromerzeugungsmengen an Kernkraft niemals erreicht worden und die Rechnung wäre deutlich teurer geworden bei weniger Stromerzeugung in der Praxis.

Ein Land wie Deutschland mit Erfahrungen bei Großprojekten wie Stuttgart 21, dem Flughafen BER oder der Elbphilharmonie soll also 16 AKW in 20 Jahren bauen. Pünktlich.

Klar.

Aus meiner Sicht ist diese Studie nur wieder ein Paradebeispiel für den faktenfreien Diskurs zu Energie in Deutschland.

Abschließend möchte ich zwei Studien zitieren, die die Realität zeigen:

Renewable electricity capacity additions by technology, and China’s share
Renewables dominate CEM members’capacity additions

Kernkraft erkennt man mittlerweile nicht einmal mehr beim Zubau der regenerativen Energien, da der Anteil von Kernkraft unter ein Prozent gefallen ist.
Trotz des niedrigeren Volllaststunden bzw. Kapazitätsfaktor setzen sich regenerative Energien durch, da sie einfach deutlich günstiger sind.
Weltweit.

Nicht nur bei Stromerzeugung, sondern auch bei Stromspeichern wird Kernkraft abgehängt:

Renewables dominate CEM members’capacity additions

Seit 2023 ist das Investitionsvolumen von Akkuspeichern höher als Kernkraft weltweit.
Es gibt kein Szenario mehr, bei der Kernkraft regenerative Energien einholen kann.
Dafür fallen die Kosten jedes Jahr zu stark bei Photovoltaik und Windkraft inklusive Akkuspeichern.

Das war der Grund, weshalb ich 2014 von einer ehemals Pro-Kernkraft-Position zu einer Anti-Kernkraft-Position gewechselt bin.
Auch jetzt würde ich sagen, dass das vorzeitige Abschalten der Kernkraftanlagen damals ein Fehler war und ein Kohle-Aus zuerst, dann ein Kernkraft-aus wie in Spanien ratsamer gewesen wäre.
Nur mit den Braunkohle-Hochburgen in Deutschland und CDU-Regierungen wäre das damals politisch kaum vorziehbar gewesen aus meiner Sicht.
Jetzt ist es eh vorbei und mehr Milliarden in Kernkraft zu verbrennen ist es einfach nicht wert.

Zeichen der Zeit damals haben die wirtschaftlichen Probleme der Kernkraft gezeigt und wir sehen jetzt immer deutlicher, wohin die Reise geht.

Ohne Bremse in Richtung der regenerativen Energien.

Deshalb ist aus meiner Sicht diese Studie nur eine weitere irreführende Nebelkerze, die einer fachlich ernsthaften Betrachtung einfach nicht standhält.


Sollte man die EEG-Subventionen abschaffen?

Dank des Preisverfalls von regenerativen Energien kommt immer häufiger das Thema auf, dass man die EEG-Förderung abschaffen sollte wie z. B. in der Wirtschaftsinitiative der Ampel-Regierung:

Mit dem Ende der Kohleverstromung wird die Förderung der Erneuerbaren Energien auslaufen. Der Ausbau neuer EE soll auf Investitionskostenförderung umgestellt werden (eigener Kapazitätsmechanismus), insbesondere um Preissignale verzerrungsfrei wirken zu lassen

Grundsätzlich ist dieser Gedanke nur logisch.
Wenn bestimmte Produkte oder Projekte ohne Förderung konkurrenzfähig sind, kann man darüber nachdenken, die bestehenden Förderungen zu senken oder gar abzuschaffen, um dieses Geld in andere neue potenziell lohnende Branchen zu verlagern.

Kurzfassung zur Erklärung der EEG-Förderung:
Mit der EEG-Förderung garantiert der Staat eine Minimumvergütung von 8,03 Cent pro eingespeiste Kilowattstunde (sofern es nur teilweise eingespeist wird).
Sofern der Marktwert niedriger als diesen Wert ist, würde der Staat einspringen und die Differenz erstatten.
Damit sollte Planungssicherheit geschafft werden, damit keiner in die regenerativen Energien investiert und auf den Kosten sitzen bleibt.
Nun zum Problem:

Marktwerte und EEG-Vergütung in Deutschland 2024

Je mehr Photovoltaik zugebaut wird und der erzeugte Strom nicht durch Akkuspeicher oder in Wasserstofferzeugung gespeichert werden kann, desto häufiger treten Stunden mit negativen Preisen an der Börse auf, da klassische Dach- oder Freiflächenanlagen so ausgerichtet sind, dass mittags zur Spitzenzeit, der meiste Strom erzeugt wird.
Stromnetze allein können keinen Strom speichern, also ist das Angebot höher als die Nachfrage und es wird Menschen Geld angeboten, dass sie den Strom abnehmen.

23 August 2024 13 bis 14 Uhr Übersicht der Preise pro MWh. Überwiegend im Minusbereich außer in den Ländern mit unzureichenden Verbindungen zu den Nachbarn.

Falls euch Leute übrigens erzählen, dass nur Deutschland dieses Problem haben sollte, zeigt ihnen einfach mal die Übersicht vom Spotmarkt oben oder diese folgende Übersicht:

The share of hours in 2023 with zero or negative power prices across European markets.

Negative Strompreise sind in der EU recht präsent durch den gewaltigen Zubau von regenerativen Energien.
Deutschland ist nicht einmal in den Top 3 der Stunden mit negativen Strompreisen, ironischerweise ist Finnland mit 44.2% Kernkraft und 19.4% Laufwasser Anteil an der Stromerzeugung ungeschlagene Nummer 1.

Hier könnten die Solarzäune oder auch nach Osten/Westen ausgerichtete Photovoltaikanlagen inklusive flächendeckenden Akkuspeicher durch die gleichmäßigere Erzeugung morgens und abends aushelfen.
Bevor wir zu meinen Lösungsvorschlägen bei diesem Thema kommen, etwas Wissen zur aktuellen Lage bei regenerativen Energien.

Schauen wir uns also zuerst die preislichen Entwicklungen verschiedener regenerative Energien als Grundlage:

Bei Photovoltaik gab es die letzten 20 Jahre einen absurden Preisabsturz, welchen ihr hier seht:

Die genauen Preise pro kWp hängen auch von der Größe der Anlage ab. Die Kosten für eine 5 kWp-Anlage können Sie unserer Tabelle entnehmen. Bei den Daten handelt es sich um Durchschnittswerte - selbstverständlich gibt es auch günstigere und teurere PV-Anlagen. Bei den Kosten handelt es sich um Nettopreise.
Preise stürzen immer weiter ab für PV-Module von über 1.2 $ pro Wattpeak auf unter 0.1 $ pro Wattpeak.

Hinweis: Das erste Beispiel ist eine 5 kWp-Anlage und das sind natürlich Durchschnittswerte, dementsprechend gibt es immer günstigere und teurere Anlagen und das zweite Beispiel sind drei Monatswerte in Dollar pro Wattpeak.
Je größer ihr eure Dachanlagen bzw. Freiflächenanlagen dimensioniert, desto günstiger dank Skaleneffekte sind diese pro kWp.

Ebenso senken sich die Preise für Akkuspeicher, welche netzdienlich integriert werden können:

The battery industry continues to invest in low-cost cathode chemistry known as lithium iron phosphate (LFP) (see section 1.2.2). These packs and cells had the lowest global weighted average prices of all lithium-ion batteries in 2023, with prices falling below USD 100/kWh for the first time (BNEF, 2023a). Even in the initial months of 2024, LFP cell prices have continued their downward trajectory, and were well below USD 100/kWh in March 2024 (Benchmark Minerals, 2024). On a regional basis, lithium-ion battery prices were lowest in China and around 10-20% higher in the United States and Europe. Nevertheless, the reduction in price variance compared to the levels seen in 2022 and 2021 suggests a trend toward convergence in battery prices in different markets.

Konkret zeigt diese Grafik + der Text auf Seite 22, welcher davon spricht, dass in den ersten Monaten 2024 die Preise bereits weit unter 100$/kWh gefallen sind, was insbesondere bei E-Auto-Akkus extrem auffällt.
Dort wird angenommen, dass 2025 die Akkupreise bei 36$/kWh einpendeln.
Somit könnten mit Akkuspeichern der Strom aus Photovoltaikanlagen eingespeichert und abends bzw. nachts verwendet werden, wodurch der Wert der Anlagen weiter steigt und die Erlöse aus Marktpreisen steigen können.

Bestätigt wird das durch BloombergNEFs Berichterstattung, welche im März 2024 die fallenden Fertigungskosten für LFP-Akkus bei 44$/kWh einstufen.

Phänomenaler Trend meiner Meinung nach.
Je günstiger die regenerativen Energien werden, desto mehr Leute können davon durch kreative Anwendungen profitieren, siehe hier:

Photovoltaik-Plug-and-Play-Anlage für den Gartenzaun - Ähnlich günstig wie reguläre Zäune, also wieso nicht?

Im ersten Moment mag das etwas absurd wirken, dass man einen Zaun mit Photovoltaik ausschmücken würde, dennoch ergibt es tatsächlich Sinn.
Heutzutage sind viele Photovoltaikmodule bifazial, was einfach nur zweigesichtig bedeutet und Vorder- wie Hinterseite Strom erzeugen kann.
Durch die Verwendung als Zaun hat man morgens und abends “mehr” Strom und einen gleichmäßigeren Ertrag, dessen Spitze nicht mittags ist.
Vom Gesamtertrag her sind solche Installationen etwas im Nachteil, wir reden da aber von ggf. 10% Unterschied und eine bessere Verteilung über den Tag, rechnet sich daher trotzdem.
Falls durch den Preisverfall Photovoltaikmodule günstiger ist als anderes Zaunmaterial, wieso nicht gleich verwenden?

Zurück zum eigentlichen Thema der EEG-Förderung.

Dieser ganze Exkurs der Preisentwicklung soll diesen Punkt bestätigen:

Immer mehr regenerative Anlagen werden förderfrei, also ohne direkte staatliche Subventionen, gebaut.

Alternativ kann der PV-Ausbau nach Förderungsart differenziert werden. Diese Daten stellt die Bundesnetzagentur bereit. Die Abbildung zeigt, dass der Netto-Zubau der letzten zwölf Monate zu einem großen Teil von Anlagen in der gesetzlichen EEG-Förderung getragen wurde, d.h. von Anlagen mit einer Einspeisevergütung. Dabei handelt es sich weitgehend um kleine Aufdachanlagen

Ja, knapp 2 GWp ohne staatliche Förderung.
Geht aus meiner Sicht in die richtige Richtung.
Selbstverständlich würde ich mir wünschen, dass im besten Fall über 75% des Zubaus förderfrei ist.
Das dürfte noch einige Jahre dauern.

Dennoch gibt es eben große bekannte Beispiele:

Die Anlage kommt insgesamt auf eine installierte Leistung von 68 Megawatt – wodurch sie rechnerisch rund 24.000 Haushalte mit Solarstrom versorgen kann - Der Solarpark in Külsheim ist ein Paradebeispiel dafür, wie so eine Zusammenarbeit aussehen kann. So lassen sich diese Anlagen ohne Förderung im Rahmen des EEG realisieren und betreiben
In der Gemeinde Silberstedt in Schleswig-Holstein, auf halber Strecke zwischen Schleswig und Husum gelegen, hat Vattenfall jetzt mit den Bauarbeiten für eine Freiflächen-Photovoltaik-Anlage mit einer Leistung von 23 Megawatt (MWp) begonnen. Es ist das erste Solarprojekt von Vattenfall, an dem sich die Einwohnerinnen und Einwohner der Gemeinde direkt finanziell beteiligen konnten. Zahlreiche Interessenten haben diese Möglichkeit genutzt, wodurch sie jetzt direkte Teilhaber an einem Energiewendeprojekt in ihrer Heimatregion sind. Vattenfall errichtet den Solarpark in Silberstedt ohne staatliche Förderung.

Aus meiner Sicht zeigen all diese Entwicklungen für Photovoltaik, dass man definitiv über eine Absenkung der Förderung sprechen muss.

Dank der fallenden Preise sollte es immer häufiger umsetzbar sein, mit geringerer Förderung dennoch Photovoltaik aufs Dach oder in den Garten zu platzieren.
Wirtschaftlich bleiben diese Konfigurationen weiterhin insbesondere mit Blick auf Großverbraucher wie E-Autos oder Wärmepumpen, welche auch teilweise (im Herbst oder Frühling) durch die Photovoltaikanlage unschlagbar günstig betrieben können werden.

Zur Erinnerung, warum Deutschland immer noch diese Menge an Geld für EEG-Förderung bei Photovoltaik ausgibt:
EEG-Förderung gibt es immer für 20 Jahre und um das Problem zu zeigen, eine Übersicht der durchschnittlichen EEG-Vergütung in Euro-Cent pro Kilowattstunde:

Durchschnittliche EEG-Vergütung von Photovoltaikanlagen in Deutschland in den Jahren 2000 bis 2022 (in Euro-Cent pro Kilowattstunde)

Ja, tatsächlich lag die EEG-Vergütung 2022 durchschnittlich bei 21,3 Cent/kWh.
Das hängt damit zusammen, dass Altanlagen wie z. B. Anlagen 2004 bis 30 kWp mit 57,40 (!) Cent/kWh vergütet wurden.
Daran bemerkt ihr, wie weit sich Photovotoltaik entwickelt hat.
Ende 2024 fallen die teuersten Anlagen aus der Förderung raus und diese Durchschnittspreise gleichen sich jedes Jahr mehr der Neuförderung an.

Damit die Belastung für den Staat geringer wird und wir als Bevölkerung immer deutlicher sehen, wie sinnvoll die frühere Förderung war, brauchen wir Veränderung.

Mein Vorschlag:
Sofern man nicht einfach die Marktwerte als Vergütung anbieten will, was heutzutage auch durchaus ausreichen sollte, wäre 3-4 Cent/kWh ein besserer Wert.
Damit kann man Planungssicherheit erzeugen und statt Paragraf 49 EEG 2023, welches mit 1% geringerer Vergütung alle sechs Monate arbeitet, schlage ich 5% alle sechs Monate vor.

Mit der kommenden Überproduktionskrise im Akkuspeicherbereich rechne ich damit, dass man eine hohe Prozentzahl rechtfertigen kann, da Eigenverbrauch in Kombination mit größeren Akkuspeicher dominieren sollte im privaten Haushalt.
Trotz dieser Verringerung würde dennoch der Ausbau eine kleinere Delle erhalten, nur auf hohes Niveau verbleiben.

Denn Photovoltaik rechnet sich immer mehr, selbst für Industrie oder Gewerbekunden ohne großartige Förderung.

Politisch kann man genug weitere Anreize setzen, dass sich Städte/Dörfer oder gar ganze Landkreise besser versorgen können. Mehr dazu später.

Nächster Schritt - Windkraft

Gute Nachrichten gibt es beim Thema EEG-Förderung und Windkraft-Auf-See (/ Offshore Windkraft):

Seit 2023 werden Flächen für neue Offshore-Windparks für null Cent/kWh Mindestvergütung ausgegeben.

Die Durchführung des dynamischen Gebotsverfahrens war erforderlich, da zum Gebotstermin für die Nordsee-Flächen jeweils acht, für die Ostseefläche neun Gebote mit einem Gebotswert von null Cent pro Kilowattstunde eingereicht wurden. Ziel des dynamischen Gebotsverfahrens ist die wettbewerbliche Differenzierung der Gebote bei Vorliegen mehrerer Null-Cent-Gebote für eine Fläche. Die Bieter mit der jeweils höchsten Zahlungsbereitschaft für eine Fläche erhielten den Zuschlag.

2023 gab es für die Nordsee-Flächen acht und für die Ostseefläche neun Gebote zu 0 Cent/kWh, sogenannte Null-Cent-Gebote, ab jetzt förderfrei.

Zusätzlich musste ein dynamisches Gebotsverfahren durchgeführt werden, wodurch der Staat 12,6 Milliarden 2023 einnehmen konnte, welche zu 90% in die Stromkostensenkung und zu jeweils fünf Prozent in Meeresnaturschutz und Förderung der umweltschonenden Fischerei.

Windkraft-Auf-See ist also schon im Idealzustand, dennoch ist vielen Bürgern in Deutschland gar nicht bekannt, dass Offshore-Anlagen gar keine Förderung mehr brauchen.

Auch 2024 sieht es sehr ähnlich aus:

Die Durchführung des dynamischen Gebotsverfahrens war erforderlich, da zum Gebotstermin für die Fläche N-11.2 neun sowie für die Fläche N-12.3 sieben Gebote mit einem Gebotswert von null Cent pro Kilowattstunde eingereicht wurden. Ziel des dynamischen Gebotsverfahrens ist die wettbewerbliche Differenzierung der Gebote bei Vorliegen mehrerer Null-Cent-Gebote für eine Fläche. Die Bieter mit der jeweils höchsten Zahlungsbereitschaft für eine Fläche erhielten den Zuschlag. Die Ermittlung der Zuschlagsberechtigten erfolgte dabei wie bereits im letzten Jahr online in mehreren Gebotsrunden mit ansteigenden Gebotsstufen. Durchgeführt wurden mehrere Gebotsrunden pro Tag. Insgesamt wurden 46 Gebotsrunden für die Fläche N-11.2 und 55 Gebotsrunden für die Fläche N-12.3 durchgeführt.

Ebenfalls förderfreie Anlagen. Erneut einige Milliarden, die die Kosten für die Anbindung der Offshore Anlagen verringern.

Für Windkraft-Auf-See Anlagen ergibt die Diskussion also wenig Sinn, da es ohnehin 100% unerheblich ist, ob es die Förderung gibt oder nicht, die rechnen sich auf jeden Fall.

So klar sieht das bei Windkraft auf Land nicht aus:

Entwicklung der Zuschlagswerte für Windenergie an Land in Deutschland (Datenbasis: BNetzA).

Bei Windkraft-Auf-Land-Anlagen sieht man aktuell keine nennenswerte Senkung der Förderung.
Schauen wir uns neben der Übersicht von Windguard auch die aktuelle Ausschreibung der Bundesnetzagentur an:

Die Gebotswerte der bezuschlagten Gebote reichen von 6,78 ct/kWh bis 9,17 ct/kWh. Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert entspricht mit 8,33 ct/kWh dem Wert der vorherigen Gebotsrunde. Er liegt deutlich unter dem Höchstwert von 9,18 ct/kWh.

Spezifisch in dieser Ausschreibung wurden die meisten Gebote für Anlagen in Bayern ausgegeben, da kann man argumentieren, dass Windkraft mit ihren geringeren Volllaststunden eine höhere Förderung braucht, um Planungssicherheit zu bieten.

Bei Windkraft-Auf-Land habe ich ehrlich gesagt keinen guten Vorschlag, wie man die Kosten signifikant senkt, außer eine Pflicht für Akkuspeicher zu inkludieren.
Investitionskosten werden dadurch selbstverständlich gesteigert, gleichzeitig der Wert des Stroms erhöht, sodass in windstilleren Zeiten durch die Akkuspeicher netzdienlicher eingespeist werden kann.

Früher wurde ein großer Teil, der EEG-Finanzierung durch die EEG-Umlage des Strompreises bezahlt, welche seit 1. Juli 2022 abgeschafft wurde.
Heutzutage wird es ausschließlich durch den Steuerzahler und den Haushalt des Bundes bezahlt.

Netzbetreiber müssen in Deutschland eine Prognose abgeben, welchen EEG-Finanzierungsbedarf sie sehen.
Oktober 2023 sollte dieser Wert für 2024 bei 10,6 Milliarden Euro liegen, dennoch ist schon Anfang 2024 klar gewesen, dass der deutsche Staat 7,8 Milliarden Euro mehr benötigen werde.

Kurze Erinnerung: EEG-Finanzierung bedeutet, dass den Betreibern pro kWh eine Mindestvergütung garantiert wird.
Als Beispiel die Ergebnisse vom 23.07.2024 der Bundesnetzagentur für Solaranlagen auf Gebäuden und Lärmschutzwänden gibt es einen mengengewichteten durchschnittlichen Zuschlagswert von 8,94 ct/kWh.
Wenn der Marktwert Solar im Juli bei 3,55 Cent/kWh liegt, muss diese Differenz von 5,39 Cent/kWh vom Steuerzahler bezahlt werden.

Der Grund für die 7,8 Milliarden mehr lag ganz einfach daran, dass die Börsenstrompreise schneller gefallen sind, als bei der Energiekrise von 2022 befürchtet wurde.
Eine gleichzeitig gute wie ungünstige Nachricht, da selbstredend der Steuerzahler mehr aus dem Bundeshaushalt für die Stromerzeugung bezahlen muss als durch den Preisverfall notwendig sein sollte.

Was wären meine Lösungsvorschläge?

  • EEG-Förderung für Solar an Marktwerte koppeln oder eine deutlich niedrigere Mindestvergütung ansetzen (3-4 Cent/kWh)

  • EEG-Förderung grundsätzlich mit Akkuspeichern verknüpfen. Verringert signifikant die Systemkosten, wenn Anlagen auch abends Strom ins Netz abgeben.

  • Dynamische Stromtarife flächendeckend bewerben und Reize für Haushalte und Industrie schaffen. Habeck hat bereits mit dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende die Option geschaffen, dass alle Stromanbieter ab 2025 dynamische Stromtarife anbieten müssen.

  • Dynamische Netzentgelte flächendeckend einführen. Meines Wissens geht die Bundesnetzagentur bereits mit der Integration von steuerbaren Ver­brauch­sein­rich­tun­gen in diese Richtung, allerdings geht es bei diesem Thema um eine lokale Überlastung des Netzes und Rabatte, falls deine Großverbraucher sich dimmen lassen. Daher variable Netzentgelte, um Anreize für netzdienlichere Verbrauche zu schaffen. Spart wieder Systemkosten.

  • Grundlagen schaffen, dass auch Privathaushalte komfortabel und leichter erst mittags anfangen ihren Heimspeicher aufzuladen (falls man direkt morgens anfängt, kann er mittags bereits voll sein) und dann abends ins Netz wieder einzuspeisen. Damit könnte man den Marktwert von Solar immens steigern, wenn man die Bürger mitnimmt.

  • Vehicle to Home / Vehicle To Grid / Vehicle To Business aggressiver vorantreiben. Die kommenden Jahre werden deutlich mehr Millionen E-Autos durch die Straßen rollen und mit entsprechend weitsichtiger Planung könnte man einen nicht kleinen Teil der Speicherleistung auch damit verbinden. Es gibt zwar bereits einen Entwurf zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht, nur dieser allein wird die meisten Hürden nicht abbauen. Mehr Anreize werden eine gute Idee.

  • Energy Sharing endlich umsetzen. Energy Sharing bedeutet, dass z. B. eine Windenergieanlage in 5-10 KM-Entfernung so zu begünstigen, dass Bürger in direkter Umgebung teilweise durch diese versorgt werden und durch die Nichtverwendung von bestimmten Netzebenen Netzentgelte sparen können. Netzentgelte machen 11,53 Cent/kWh aus und wenn man da 25%-50% sparen könnte, wäre das ein gewaltiger Anreiz, lokal vor Ort mehr regenerative Energien auszubauen und diese netzdienlich zu verwenden.

Zusammengefasst:
Ja, mindestens für Photovoltaik sollte die EEG-Förderung massiv gesenkt werden. Für die erzeugte Menge an Strom und den gefallenen Investitionenskosten sind die absoluten Summen verglichen mit Windkraft einfach nicht mehr zu rechtfertigen.
Nein, für Windkraft-Auf-Land wäre das Abschaffen aktuell nicht gut, eher eine Anforderung von Akkuspeicher inkludieren.
Ja, bei Windkraft-Auf-See spielt das legitim keine Rolle, ob die Förderung besteht, diese kann dafür abgeschafft werden.
Nein, wenn wir über Biomasse reden ist das etwas kompliziert und aktuell nicht realistisch ohne Förderung. Entweder wollen wir Stromerzeugung aus Biomasse oder nicht, das muss ein Land entscheiden.

Eine weitsichtige Regierung hat genug Probleme abseits der Förderung anzugehen und auch wenn diese Ampelregierung aus meiner Sicht im Energiebereich die beste Arbeit in 30 Jahren erledigt, wenn man diese mit Vorgängerregierungen vergleicht, gibt es noch immens viel zu erledigen.
Man würde sich wünschen, die Ampelregierung würde diesen öffentlichen unsinnigen Kindergarten alle zwei Wochen beenden und aktiver an den Problemen arbeiten.
Sei es Entbürokratisierung durch Praxis Checks oder eben Implementierung neuer politischer Werkzeuge.

Es gibt genug zu tun.
Ein Land der Tüftler und Erfinder sollte sich um diese Herausforderungen kümmern, um weltweit nicht zurückzufallen.


Wie teuer ist es Mitte 2024, eine kWh Strom zu produzieren?

Gestehungs(/Produktions)kosten für Stromproduktionsformenkosten Juli 2024

Die Gestehungskosten (Stromproduktionskosten) für verschiedene Energiequellen von Juli 2024.

Selbst in Deutschland wird festgestellt, dass PV-Freiflächenanlagen mit Akkuspeicher günstiger sind als Braun- und Steinkohle oder Erdgas, was sich mit den Erkenntnissen der internationalen Energieagentur für nahezu jede Region des Planetens deckt.
Dank der niedrigeren Systemkosten bzw. Vollkosten durch Akkuspeicher, welche teures Einspeisemangement und Redispatchmaßnahmen verringert ist das auch logisch zu erklären.
Sofern Akkuspeicher es ermöglichen, dass PV-Strom über den Tag eingespeichert und über die Nacht ausgespeichert wird, spart das signifikante Kosten für Backupkraftwerke.

Zum ersten Mal sehen wir vom Fraunhofer Institut ISE Berechnungen für Agri-PV, Wasserstoffkraftwerke und neue Kernkraftanlagen.

Grundsätzlich wären nach der Studie PV-Freiflächenanlagen und Onshore-Windenergieanlage mit Kosten von 4,1 Cent/KWh bis 9,2 Cent/KWh am günstigsten.
Detailliert werden die Kosten so aufgelistet:

  • Stromgestehungskosten von PV-Anlagen zwischen 4,1 und 14,4 €Cent/kWh variieren.
  • PV-Batteriesysteme variieren zwischen 6,0 und 22,5 €Cent/kWh.
  • Onshore-Windenergieanlagen (WEA) liegen im Jahr 2024 zwischen 4,3 und 9,2 €Cent/kWh.
  • Offshore-Windanlagen kosten zwischen 5,5 und 10,3 €Cent/kWh.
  • Biogas liegen bei Substratkosten von 8,8 €Cent/kWh zwischen 20,2 und 32,5 €Cent/kWh.
  • Mit fester Biomasse sind die Stromgestehungskosten mit Werten zwischen 11,5 und 23,5 €Cent/kWh geringer.
  • Neue Braunkohlekraftwerke würden die Stromgestehungskosten heute zwischen 15,1 und 25,7 €Cent/kWh liegen.
  • Große Steinkohlekraftwerke liegen etwas höher, zwischen 17,3 und 29,3 €Cent/kWh.
  • GuD-Kraftwerke weisen günstigere Stromgestehungskosten auf, zwischen 10,9 und 18,1 €Cent/kWh.
  • Gasturbinenkraftwerke für den kurzfristigen flexiblen Einsatz haben Stromgestehungskosten zwischen 15,4 und 32,6 €Cent/kWh.
  • Gas- zu Wasserstoffkraftwerken/Turbinen liegen zwischen 20,4 und 35,6 €Cent/kWh.
  • Neu zu bauende Kernkraftwerken befinden sich zu 13,6 bis 49,0 €Cent/kWh (zur Erinnerung, die Zahlen sind nicht plausibel und führe ich weiter unten aus.)

Wie setzen sich diese Zahlen zusammen?
Wird ebenfalls in der Studie so erklärt:

Gestehungs(/Produktions)kosten für Stromproduktionsformenkosten Juli 2024
Gestehungs(/Produktions)kosten für Stromproduktionsformenkosten Juli 2024

Paar Gedanken dazu:

  • Zu Beginn Akkuspeicherpreise rechnen mit 500 Euro Investitionskosten pro kWh für kleine Anlagen unter 30 kWp 1:1 (*das bedeutet z. B. 20 kWp Anlage mit 20 kWh Speicher),
    450 Euro pro kWh für 2:1 (das bedeutet z. B. 100 kWp Anlage mit 50 kWp) Anlagen zwischen 30 kWp bis 1 MWp und 400 Euro pro kWh für 3:2 Anlagen über 1 MWp.

Zusätzlich wie schon im Kapitel über die Studie der Wirtschaftsweisen Grimm erklärt, sind diese Annahmen für Akkuspeicher bereits im Jahr 2024 massiv überbewertet und sorgen für ein zu pessimistisches Bild der Kosten.

Selbst in den USA findet man Preise von 139$/kWh 2023 und in China sind die Preise sogar noch deutlich niedriger:

Battery Margins Are Being Squeezed China cell spot prices and manufacturing costs - also sogar die Fertigungskosten stürzen ab
Lithium-ion Battery Prices Are Dropping Fast Battery pack prices in China - unter 100$/kWh Oktober 23 bei mittlerweile 75$/kWh April 24

Versteht mich nicht falsch, natürlich sind das eben nicht die aktuellen Preise für Deutschland.
Bis 2026 erwarte ich persönlich, dass auch die Preise in Deutschland so drastisch abstürzen werden.
Nur gibt es einen Ausblick wie schnell und drastisch die Kosten fallen werden.

Denn wenn die Investitionskosten für Akkuspeicher von 500 Euro die kWh auf unter 100 Euro fallen, lösen sich die Energiespeicherprobleme von selbst, denn schon jetzt findet man energieintensive Unternehmen, welche zusätzlich zu gigantischen PV-Anlagen einen großen Akkuspeicher zusätzlich bauen.

Jetzt noch ein paar Worte zu den Kernkraftanlagen:
Einigen Leuten wird die absurd breite Spanne an Stromgestehungskosten für neue Kernkraftanlagen ins Auge gesprungen sein.

Eine Beschwerde meinerseits: 45 Jahren an Lebensdauer für ein Kernkraftwerk ist heutzutage etwas gering eingeschätzt und sollte höher sein bei 60 Jahren.
Wenn die Lebensdauer höher ist, kann mehr Strom erzeugt werden und die höheren Investitionssummen können durch niedrigere Strompreise pro kWh über die längere Lebenszeit verteilt werden.

In dieser Studie wird mit den Variationen der Volllaststunden argumentiert:

Volllaststunden konventionelle KW (h/a)

“Volllast” als Wert ist recht einfach zu verstehen, denn damit spricht man von der Zeit, die eine Anlage in Stunden im Jahr mit der Solleistung, also Volllast, laufen würde.

Fraunhofer spricht da auf einen Trend an, den man insbesondere in Frankreich häufiger sieht:

French Power Slumps as Surging Renewables Push Out Atomic Plants Day-ahead prices turn negative, trading at a four-year low EDF halts three reactors, plans to take three more offline

Bereits im Jahr 2024 müssen Kernkraftanlagen in Frankreich häufiger runtergefahren werden oder gar abgeschaltet werden, da die Preise zu niedrig abstürzen durch die regenerativen Energien.
Diese Entwicklung ist ein Wirtschaftlichkeitsproblem für bestehende und neue Kernkraftanlagen.

Neue Kernkraftanlagen haben immens hohe Investitionskosten, welche normalerweise über die lange Lebenszeit der Anlagen wieder eingespielt werden.
Falls allerdings immer mehr Kernkraftanlagen runtergedrosselt oder gar abgeschaltet werden müssen, da die geringeren OPEX (Betriebskosten) und Investitionskosten von Wind- und Solarenergie die Strompreise zu stark senken, reden wir von richtigen Kostengräben.

Daher nimmt das Fraunhofer Institut solche immensen Spannen an, da selbstverständlich je nach Hoch/Niedrig Szenario über die Jahre 2024, 2035 und 2045 über die ganzen Jahre absurd unterschiedliche Mengen an erzeugten Strom entstehen, welche dann die Investitionskosten kompensieren müssten.

Genau dieses Problem ist der Grund, warum ich schon vor einigen Jahren von einer Pro-Kernkraft-Position zu einer Anti-Kernkraft-Position gewechselt habe.
Photovoltaik und Windenergieanlagen mitsamt Akkuspeicher werden deutlich günstiger, bringen technische Weiterentwicklungen in kürzester Zeit in die Produktion und sind leichter in eine Kreislaufwirtschaft zu überführen.
Kernkraft kann das systemisch und zeitlich einfach nicht.

Bauzeiten sind immens lang, brauchen gerne mal über 10 Jahren zur Fertigstellung, neue Generationen benötigen gerne mal ein Demonstrationskraftwerk, ein Testkraftwerk (mit geringerer Leistung) und dann eine kommerzielle Version, welche alle erst einmal gebaut werden müssen und eine ernstzunehmende Recyclingmethode für den Großteil des Mülls ist bisher nicht gefunden. (Nein, Dual Fluid ist nicht einmal der Demonstrationsreaktor fertig, der muss erstmal gebaut werden.)
Quasi 20 Jahre Entwicklungszeit für Kernkraftgenerationen vs. 1,5 Jahre bei PV und 3 Jahren bei Windkraftweiterentwicklungen.
Was wirkt wohl zuverlässiger und besser?

Hat einen Grund, warum selbst die USA mittlerweile von April 24 bis April 25 über 99% (!) Zubau von PV/Windkraft und Akkuspeichern erreicht haben.

Ja. Über 99%. Ernsthaft. USA verfügt über keine CO2-Abgabe flächendeckend und selbst über Kohlereserven, die sie abbauen könnten.
Dennoch schlägt der Zubau in diese Richtung.
So sehr diese Tatsachen manche Pro-Kernkraft-Vertreter nicht hören wollen.

Damit man allerdings nicht nur eine Quelle für diese Kostenfrage hat, greifen wir noch einen der bekanntesten Reports zu Energiefragen weltweit auf.

Den World Energy Outlook 2024 der internationalen Energieagentur (Oktober 2025 gibt es die 2025 Version, Update kommt dann:)

Gestehungs(/Produktions)kosten für Stromproduktionsformen der internationalen Energieagentur 2024

Der Bericht der IEA ist von Oktober 2024.

Zum Verständnis der Angaben der internationalen Energieagentur hier:

  • Capacity factor – Kapazitätsfaktor bedeutet sehr vereinfacht, wie viele Vollaststunden eine Energiequelle im Schnitt hat. Wie man am Bild erkennt, ist das grade bei Wind und Solar sehr regional abhängig.
    Ein Jahr hat 8760 Stunden, also bedeuten 90% Kapazitätsfaktor, dass die Energiequelle im Durchschnitt in ca. 7884 Stunden die Nennleistung erbringen kann (unter Normalbedingungen).
  • LCOE – Levelized Cost of Electricity oder Energy –> Stromgestehungskosten bedeutet recht simpel die Rechnung aus Kapitalkosten (Investitionen durch Fremdkapital und Finanzierungskosten), den Betriebskosten und den Brennstoffkosten über den geplanten Betriebszeitraum.
  • VALCOE – Value-adjusted levelised cost of electricity –> Stromgestehungskosten (mit Systemkosten inkludiert sinngemäß) – Sehr ähnlich zu LCOE, nur soll der VALCOE auch den Kapazitätsfaktor berücksichtigen und die Kosten, die mit regenerativen Energien (z. B.) für Backup und co notwendig sind.
    Der Gedanke der internationalen Energieagentur ist, dass man mit dem Wert besser die verschiedenen Arten an Stromquellen vergleichen kann.

Wie man sieht, egal, ob nach LCOE/VALCOE, regenerative Energien sind jetzt, wie auch in ca. 30 Jahren die deutlich günstigere Alternativen zu z. B. Kernkraft. MWh in KWh umzurechnen ist recht simpel. Einfach den Wert USD/MWh durch 1000 teilen, schon habt ihr die Dollarcent Kosten pro KWh.


2024. Bisher ein phänomenales Jahr in Deutschland.

Das erste Halbjahr 2024 ist vorbei.
Eine kurze Analyse zu der bisherigen Entwicklung in Deutschland.
Mittlerweile sind die Kernkraftanlagen seit über einem Jahr abgeschaltet, also haben wir tatsächlich eine gute Vergleichsgrundlage zu vielen der Aussagen von 2022 und 2023.

Zum Beispiel gab es die große Sorge, dass mit Abschaltung der Kernkraftanlagen deutlich mehr Kohle- oder/und Gasverstromung stattfinden würde, um Kernkraft zu kompensieren.

Ist das denn passiert?

Schauen wir uns die Fakten an:

Absolute Änderung der öffentlichen Nettostromerzeugung
Relative Änderung der öffentlichen Nettostromerzeugung

Fangen wir einmal mit der offensichtlichsten Erkenntnis an:
Kohleverstromung ist signifikant eingebrochen, dieses Szenario von erhöhter Kohleverstromung ist nicht eingetreten.
Stromerzeugung aus Windkraft ist mittlerweile relevanter als alle fossilen Quellen zusammen.
Photovoltaik hatte ebenfalls solides Wachstum mit 4.2 TWh Mehrerzeugung, was den Eigenverbrauch der Industrie/Gewerbe nicht beinhaltet, was im 2023 Beitrag erklärt wurde und dadurch sogar noch höher sein dürfte.
Wasserkraft ist dieses Jahr glücklicherweise nicht durch immense Dürren betroffen wie 2022 und 2023 und steht daher auch positiv in der Übersicht.

Zusätzlich zur Perspektive gibt es eine Übersicht über die Erzeugung aus Braun- und Steinkohle von 2015 bis 2024:

Vergleich Braun- und Steinkohle mit Solar und Wind 2015 - 2024

Ein eindeutiges und absolutes Rekordtief an Kohleverstromung. Top.
Aus meiner Sicht wären jetzt ein sehr aggressiver Netzausbau und Speicherausbau in Deutschland oberste Priorität.
Netzausbau läuft tatsächlich schneller als erwartet, das ist gut und ausbaufähig.
Speicherausbau mit Blick aufkommende Natrium-Ion-Akkuspeicher sollte ebenfalls immer mehr in den Fokus geraten.

Darauffolgend ein kurzer Kommentar zur Last (also Stromverbrauch und Netzverluste):

Last (Stromverbrauch und Netzverluste) - Erstes Halbjahr 2015 bis 2024

Mit 233,224 TWh ist die Last ca. 2% höher als 2023 und der stark schrumpfende Teil an Kohleverstromung kann nicht erneut auf einen Rückgang der Industrieleistung deuten.
Zur Erinnerung: Eigenverbrauch wird beim öffentlichen Stromverbrauch nicht berechnet, sofern Unternehmen wie die Siegfried Jacob Metallwerke große Akkuspeicher an ihre gewaltige Photovoltaik-Dachanlage koppeln, um etwas weniger abhängig vom öffentlichen Netz zu werden.
Was das bedeutet? Last aus dem öffentlichen Stromnetz könnte also ohne diese Speicher noch höher sein.

Jetzt folgt der Wert der regenerativen Energien an der öffentlichen Nettostromerzeugung:

Anteil erneuerbarer Energien an der öffentlichen Nettostromerzeugung

Mit 65% Anteil regenerative Energien an der öffentlichen Nettostromerzeugung wurde im ersten Halbjahr 2024 ein gewaltiger Meilenstein erreicht.
2030 soll der Bruttostromverbrauch zu mindestens 80% aus regenerativen Energien gedeckt werden.
Sofern die Ampelregierung weiterhin sinnvolle Gesetze wie die Reform des Bundes-Immissionsschutzgesetz oder das Solarpaket 1 2024 und 2025 raushaut, ist das absolut erreichbar. Das stimmt einen positiv!

Bevor wir zu der Preisentwicklung gehen, ein kleiner Hinweis an die Menschen, welche behaupten, dass Deutschland energiepolitisch eine Geisterfahrt durchführt:

Europäische Union (EU 27), Vergleich Kernenergie mit Solar und Wind 2015 - 2024

Dafür, dass angeblich Deutschland völlig allein dasteht mit seiner Energiewende, zeigen die -20% an Kernkraftstromerzeugung seit 2015 vs. +107% Stromerzeugung aus Wind- und Solar ein anderes Bild.
Im Detail wurde dieser Mythos im Bauen alle Nachbarn Deutschlands Kernkraftanlagen? widerlegt, nur sollte man sich das immer im Kopf behalten.
Auch im Jahr 2024 kann man im Juli längst nicht von einer Renaissance der Kernkraft sprechen und Deutschland muss sich für seine Entscheidung nicht schämen, immerhin muss EDF in Frankreich bereits drei Kernkraftanlagen regelmäßig runterfahren + drei weitere ebenfalls drastisch anpassen, da regenerative Energien zu günstig sind.

Nun zum Thema der Preise:

Nominaler volumengewichteter Durchschnittspreis, erstes Halbjahr 2006 bis 2024

Offensichtlich sind die Preise nicht völlig normal im Vergleich zu den zehn Jahren vor 2021, dennoch bewegt es sich wieder in eine normale Richtung trotz steigender CO2-Abgaben.
Mit mehr regenerative Energien werden die alten Preise leichter erreicht und unterschritten werden, da Wind- und Solarstrom deutlich günstiger sind als Gas, Kohle oder Kernkraft.

Erdgaspreis - Durchschnittspreis, erstes Halbjahr 2016 bis 2023

Erdgaspreise haben sich ebenfalls signifikant normalisiert.
Dafür, dass regelmäßig argumentiert wurde, dass ohne russisches Gas in Deutschland keine günstigen Preise möglich sind, zeigen die realen Preise in der echten Welt dieses Bild nicht.
Geht also in die richtige Richtung.

Strompreis für die Industrie (inkl. Stromsteuer)
Strompreis-Bestandteile für Industrie

Strompreise für die Industrie befinden sich mittlerweile unter dem Niveau von 2017. Beschaffung/Netzentgelt/Vertrieb sind zwar weiterhin erhöht, bewegen sich mittlerweile trotzdem in die richtige Richtung, und zwar in die günstige Richtung.
Im ersten Halbjahr 2025 dürften wir sehen, dass die Industriepreise signifikant niedriger als 2017 sind.

Strompreis für Haushalte
Strompreisentwicklung Haushalte quartalsweise
Strompreis-Bestandteile für Haushalte

Zur Erinnerung: Der Durchschnittspreis ist nur so hoch, weil 50% der Haushalte in Deutschland in viel zu teuren Verträgen feststecken und unironisch zu faul sind zu wechseln.
Neukundenverträge sind deutlich günstiger, wie im Stromwechsel Beitrag ausführlich behandelt wurde.
Wir reden von Milliarden an Euros, die Haushalte in Deutschland verschwenden, weil man nicht bereit ist, einmal im Jahr fünf Minuten zu investieren.

Neukundenpreise sind bei (Stand 5. Juli 2024) 25,8 Cent/kWh (Arbeitspreis) angekommen und bis die durchschnittlichen Preise beim BDEW sich an diese Werte annähern dauert es leider eine Weile.
Denn selbstverständlich werden Grundversorger und einzelne Unternehmen ihre Kunden abzocken, wenn sie ihre eigenen Rechte nicht wahrnehmen wollen.
Das ist sehr ärgerlich, nur ist es eben lösbar.
Wechselt euren Stromtarif. Bitte.
Völlig hanebüchener Unsinn, dass bei nicht wenigen Menschen in Deutschland der Strompreis immer noch bei über 40 Cent/kWh (Arbeitspreis) liegen soll.
Nirgends in Deutschland ist das notwendig.
Nirgends.

Wettbewerb im Strommarkt: Hohe Anbietervielfalt

In nahezu 75% der Gebiete in Deutschland gibt es MEHR ALS 100 LIEFERANTEN.
An der Anbietervielfalt kann es nicht liegen.

Hoffnungsblick ist dieser Beitrag von SMARD, in dem gezeigt wurde, dass 2023 sechs Millionen Stromkunden den Lieferanten wechseln, was ein Allzeit-Hoch-Wert ist.
2024 wird dieser Wert hoffentlich noch höher sein.

Beenden wir diese kurze Übersicht über das erste Halbjahr 2024 mit dem Import und Exportzahlen:

Stromimport und -export Saldo - Erstes Halbjahr 2015 bis 2024
Grenzüberschreitender Stromhandel Erstes Halbjahr 2024

Klar ersichtlich wird mehr importiert, da es günstiger ist als mehr Kohle- oder Gasverstromung zu betreiben.
Um das deutlich zu sagen: Das europäische Verbundsystem (ENTSO-E) ist dazu da, dass länderübergreifend günstig Strom gehandelt werden kann über die EU hinaus und gehört zu den größten Errungenschaften des europäischen Kontinents, völlig ohne Sarkasmus.
Eine sehr populäre Ansage ist so etwas:

Im Juni hat 🇩🇪 netto so viel Strom eingeführt wie kein anderes Land in Europa. Fast ein Viertel der Importe stammte aus Frankreich. Sollte das Land wie vom RN & den Républicains angekündigt, aus dem europäischen Strommarkt aussteigen, hat nicht nur Deutschland ein Problem. (Hinweis: Bei absolut schwachsinnigen Beiträgen verlinke ich lieber auf gute Musik als auf die eigentliche Quelle. Das ist ein Fall.)

Unabhängig davon, dass die Aussage höchstens absolut korrekt ist, da relativ (also in Prozent von der Stromerzeugung) gesehen Italien, Portugal, Großbritannien, Irland, Kroatien deutlich mehr Strom importiert haben im Juni, spielt das keine Rolle.

Erstens kann Frankreich nicht einfach den Strom abstellen, da das im ENTSO-E gar nicht so gedacht ist.
Zweitens hätte Frankreich ein massives Problem beim Aussteigen aus dem ENTSO-E:
Im Sommer hat Frankreich ein massives Überangebot, wodurch EDF bereits 3 bis 6 (!) Kernkraftanlagen runterfahren musste, da diese Anlagen sonst nicht kostendeckend produzieren können.
Im Winter eine massive Mangellage, da Frankreich historisch meist im Winter VIEL Strom importiert dank eines hohen Anteils an Stromdirektheizungen und Wärmepumpen.
Drittens war nicht einmal das Ziel, möglichst wenig Emissionen zu erzeugen?
Seit wann ist also der Import von regenerativen Energien aus Norwegen, Dänemark oder Kernkraft aus Frankreich ein Problem?
Wir sehen weiter oben in diesem Beitrag, dass Deutschland deutlich mehr Strom aus regenerativen Quellen erzeugt und den Verlust der Kernkraftanlagen in kurzer Zeit kompensieren konnte.

Meiner Ansicht nach kann man es als Problem ansehen, wenn man mehr importieren als exportieren muss.
Nur ist der Lösungsansatz des aggressiveren Netz- und Speicherausbaus weit schneller umsetzbar und zielführender als plötzlich davon zu sprechen, man möge die alten Kernkraftanlagen wieder anschalten.
Dauert viel zu lang und ist viel zu teuer, da ein Wiederanschalten garantiert erneut an Schadensersatzzahlungen gekoppelt sind wie die [2,4 Milliarden Euro im Jahr 2021.]
Stecken wir das Geld lieber in den Netzausbau.

Fassen wir das erste Halbjahr 2024 im Vergleich zum ersten Halbjahr 2023 also zusammen:

Trotz des Ausstieges aus Kernkraft fällt die fossile Stromproduktion auf ein weiteres Allzeit-Tief.
Stromerzeugung aus Windkraft ist höher als Braun- , Steinkohle und Erdgas zusammengerechnet.
Photovoltaikerzeugung ist ebenfalls deutlich gestiegen und die Gesetze von Habecks Wirtschaftsministerium wirken sehr positiv.
Deutschland importiert deutlich mehr Strom aus dem Ausland, da regenerative Energien in der gesamten EU-27 aggressiv ausgebaut wurden und Kohle- und Gasverstromung im gesamten EU-Block verdrängt.
Preise in allen Kategorien fallen signifikant, sind aber durchschnittlich immer noch höher als sie sein sollten, da noch nicht genug Haushalte regelmäßig den Anbieter wechseln.

Sehr gute Nachrichten für Deutschland.
Natürlich geht da noch mehr und die Herausforderungen sind groß.
Dennoch ist es Zeit zum Durchatmen, es wird besser.


Kostet die Energiewende ernsthaft 1.200 Milliarden Euro bis 2035?

Angst einjagen mit großen Zahlen, ein Spaß für die ganze Familie.

1.200 Milliarden Euro - Über eine Billion Euro.
Oder 721 Milliarden bis 2030.
Solche Zahlen erschlagen einen im ersten Moment.

Jedes Jahr seit 2023 bringt Ernst and Young (ab sofort mit EY abgekürzt) ihren Fortschrittsmonitor
in Kooperation mit dem Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. (ab jetzt mit BDEW abgekürzt) heraus, um den Fortschritt der Energiewende zu bewerten.

Natürlich findet man dazu entsprechende Überschriften in den Medien.

So teuer könnte die Energiewende Deutschland zu stehen kommen (Hinweis: Bei populistischen Medienhäusern verlinke ich auf gute Musik, nicht auf den Ursprungsartikel. NZZ gehört aus meiner Sicht dazu, also genießt das Lied.)
So teuer könnte die Energiewende Deutschland zu stehen kommen (Hinweis: Bei populistischen Medienhäusern verlinke ich auf gute Musik, nicht auf den Ursprungsartikel. NZZ gehört aus meiner Sicht dazu, also genießt das Lied.)
Studie zur Energiewende: Erreichen der Klima-Ziele kostet 721 Milliarden Euro.

Nur was sagt der Fortschrittsmonitor und rechnet sich das für Deutschland trotzdem?

EY spricht von klaren Erfolgen in diesem Bericht z. B. beim Anteil der regenerativen Energien:

Anteil Erneuerbarer Energien von 2021 (40,2%) bis 2023 (53,9%) - Seite 13.

Relativ gesehen bewegt sich der Anteil der Gesamtstromerzeugung auf einen guten Weg.

Rückgang fossiler Brennstoffe und von Kernkraft: Durch die Abschaltung der letzten Kernkraftkraftwerke im April 2023 und dem gesunkenen Stromverbrauch generell liegt der Anteil fossiler Brennstoffe und der Kernkraft in der Stromerzeugung insgesamt erstmals bei unter 50 %.
EY

Photovoltaik befindet sich weit vor der Planung und ist sehr erfolgreich.
Windkraft auf Land und See laufen bisher nicht nach Plan und Elektrolysekapazität ist weit vom Ziel entfernt.

Stromnetze als Thema waren 2023 weiterhin eine große Herausforderung wie auch die Deutschlandkarte bezüglich der Verteilung der Netzentgelte zeigt.

Steigende Netzentgelte spiegeln die steigende Integrationsaufgabe wider.

Mittlerweise hat die Bundesnetzagentur einen Lösungsansatz gefunden, mit der diese Kosten angeglichen werden sollen. Nach Planung der Bundesnetzagentur soll diese Angleichung zum dritten Quartal 2024 erlassen werden.

Jährliche notwendige Investitionen in das Stromnetz.

E-Autos, Wärmepumpen, elektrifizierte Industrie und auch regenerative Energien brauchen ein deutlich moderneres und umfassenderes Stromnetz. Übertragungsnetzbetreiber und Verteilernetzbetreiber werden nach den Anforderungen der Bundesnetzagentur bedeutend mehr investieren müssen, um diese Nachfrage zu bedienen.

Zur E-Mobilität finden sich mehrere spannende Erkenntnisse:

Installierte Anzahl und Ladeleistung öffentlicher Ladepunkte.
Installierte Ladeleistung öffentlicher Ladepunkte im Vergleich zu den EU–Zielwerten.
Belegungsstatus der öffentlichen Ladepunkte in Deutschland

Ladesäulen sind aktuell in Deutschland tatsächlich kein Problem und Deutschland überschreitet die EU-Ziele (2,6 GW war das Ladeleistungsziel für 2023 und 4,5 GW sind installiert) massiv. Mit jedem Jahr steigert sich die Ladeleistung pro Ladepunkt, was ebenfalls eine positive Entwicklung ist.
Sollte dieser Trend der steigenden Ladeleistung weitergehen, dürfte die gängige Beschwerde der langen Ladezeiten ein Ende haben.
Final zu E-Autos finden sich noch die Informationen zur Belegung der Ladeinfrastruktur.
Konkret überschreitet die Belegung der öffentlichen Ladepunkte 2023 nie 20%.
Hinsichtlich aktueller Trends, dass die Ladegeschwindigkeiten von E-Autos immer schneller werden, sodass erste E-Autos in 10 Minuten 600 KM Reichweite nachladen können, darf man davon ausgehen, dass pro entsprechend schneller Ladesäule mehr E-Autos bedient, werden können.

Reden wir jetzt über die Kostenfrage:

Erforderliches Investitionsvolumen, um die Ziele der Energiewende bis 2030 und 2035 zu erreichen

Vollständige Gesamtinvestitionen bis 2035 betragen 1.213.907.000.000 Euro oder 1.214 Billionen Euro.
So setzen sich diese Kosten zusammen:

  • Stromerzeugungskapazitäten 568.977.000.000 Euro
  • Transportnetze (Strom und Gas) 250.844.000.000 Euro
  • Verteilnetze (Strom und Gas) 222.465.000.000 Euro
  • Fernwärmenetze 71.808.000.000 Euro
  • Grüne Gase 45.901.000.000 Euro
  • Speicher 34.125.000.000 Euro
  • H2-Kernnetz 19.787.000.000 Euro

Natürlich kann man nicht nur Investitionen aufstellen, ohne die potenziellen Einsparungen aufzulisten, sonst findet man schlecht heraus, ob sich diese Investitionen rechnen.
Dafür schauen wir uns die Werte von Destatis an zu den jährlichen Rohöl- und Erdgasimporten:

Wert der Importe von Erdgas und Rohöl in Deutschland in den Jahren 2008 bis 2023

Zusätzlich kann man die Importe von 6 Milliarden Euro an Steinkohle hinzurechnen.

Dennoch selbst wenn wir zwischen 60-70 Milliarden Euro an wegfallenden Importen annehmen würden sich die Investitionen über die kommenden 20 Jahren klar rechnen.

Außerdem führt eine Zukunft mit überwiegender regenerativen Energien im Strommix zu günstigeren Strompreisen, was selbstverständlich ebenfalls eine sinnvolle Investition ist, um weltweit am Markt günstig industriell zu produzieren.

Um eine Kritik vorwegzunehmen:
Nein, auch mit großem Anteil an Kernkraft fallen viele dieser Kosten nicht einfach weg.

ÜNB bzw. Transportnetze für Strom (Höchstspannung) kann man durchaus kleiner dimensionieren, sofern man mehr zentrale Stromerzeugungsquellen verwendet.
Allerdings gilt das nicht für VNB bzw. Verteilnetze (Hochspannung, Mittelspannung und Niederspannung), da auch bei 100% Kernkraft der Strom vom Kraftwerk (mit Hochspannung) zu euch nach Hause (Niederspannung) kommen muss.

Fernwärmenetze, Wasserstoffinfrastruktur kann man ebenfalls nicht nennenswert einsparen bei Kernkraftfokus.

Logischerweise kosten Kernkraftanlagen immens viel Geld.
Hinkley Point-C lasse ich für die Berechnung aus, da das neben Flamanville-3 in Frankreich ein planungstechnischer Totalschaden ist und somit unseriöse Werte ausspuckt.
Olkiluoto-3, das neuste Kernkraftwerk in Finnland, produziert nach Aussage des Betreibers 12 TWh in einem Jahr mit Kosten von ca. 11 Milliarden Euro.
Angenommen auf magische realitätsferne Weise könnten bis 2030 ausreichend Kernkraftwerke gebaut werden, um den deutschen Gesamtstrombedarf (487,8 TWh im 2023, nach Seite 34 rechnet EY und BDEW mit 658 TWh Bruttostromverbrauch für 2030) zu decken, bräuchte Deutschland stabile 55 Kernkraftwerke dafür.
Bei ca. 11 Milliarden mit 55 Kernkraftwerken reden wir hier von 605 Milliarden Euro.

Völlig absurde Vorstellung, das ist mir durchaus bewusst.
Angenommen wir rechnen Rabatte für mehrere Blöcke an einem Standort und Lerneffekte rein wären die Kosten ggf. bis 25-30% niedriger, nur das ignoriert natürlich die Realität, dass häufig Kernkraftwerke verzögert sind oder völlig scheitern wie im Nuscale-Fall.

Für eine elektrifizierte Zukunft ist ein Ausbau der Stromerzeugungskapazitäten in jedem Fall notwendig und mit Blick auf die ganze Welt investiert die ganze Welt deutlich aggressiver in regenerative Energien inklusive China und USA.

Abschließend sind diese 1,2 Billionen Euro erst einmal angsteinflößend, nur nach genauer Betrachtung eine eindeutig sinnvolle Investition, die vorangetrieben werden muss.


Wie wechsele ich meinen Stromanbieter?

Tatsächlich gibt es wenig in Deutschland, das einfacher ist als ein Strom- oder Gaswechsel.

Vorab der wichtigste Hinweis:
Nein, es gibt kein Risiko, dass man am Ende ohne Gas oder Strom dasteht.

In Deutschland gibt es eine Grundversorgungspflicht.

Selbst im chaotischsten Zwischenfall ist man immer versorgt, sofern nicht Bob der Baumeister das nahegelegende Umspannwerk umbaggert.
Deutlich vereinfacht gesagt ändert sich beim Stromanbieterwechsel allein nichts, da der Strom eben weiter durch dieselben Leitungen fließt.
Eine sichere und zuverlässige Stromversorgung ist gesetzlich gegeben und Deutschland hat das zweitstabilste Stromnetz der Welt.
Keine Sorge.

§ 36 Grundversorgungspflicht - Netzbetreiber

Also keine Sorge, wenn das die Angst ist, die vom Wechsel abhält, die ist völlig unberechtigt.

Wieso mache ich diese Anleitung?

Simpler Grund: Über 20 Millionen Haushalte (~50%) in Deutschland haben in den letzten 20 Jahren nie ihren Stromanbieter gewechselt.

Wettbewerb im Strommarkt: Lieferantenwechsel (kumuliert)

Wahrlich frustrierend, diese Verschwendung an Geld zu sehen.
Leider lieben Stromanbieter es, ihre Bestandskunden mit überteuerten Tarifen abzuzocken und auch bei den aktuell stark fallenden Strompreisen diese Rabatte erst mit sehr langer Verzögerung weiterzugeben.

Dadurch entstehen solche Differenzen der Strompreise:

Strompreis für Haushalte - Durchschnittlicher Strompreis

42,22 ct/kWh.
Das ist der durchschnittliche Strompreis für einen Haushalt in ct/kWh, Jahresverbrauch 3.500 kWh.

Während auf der anderen Seite Deutschland diese Neukundenpreise hat:

Wie viel Strom derzeit kostet - Kosten für Neuverträge

26,6 ct/kWh.

Wir reden hier von signifikanten Unterschieden und reden noch nicht von zusätzlichen Themen wie dynamischen Stromtarifen, die ebenfalls zu guten Einsparungen führen.

Deshalb hier ein paar Tipps zum Thema, worauf man achten sollte.

Grundsätzlich:

  • Vertragslaufzeit: maximal 12 Monate.

Preise dürften über die Jahre weiter sinken, daher ergeben Verträge über 12 Monate wenig Sinn.

  • Preisgarantie: maximal 12 Monate.
  • Kündigungsfrist: maximal 6 Wochen.
  • Falls euer (privater) Stromvertrag vor dem 1. März 2022 geschlossen wurde, wechselt dringend.

Seit März 2022 gibt es das Gesetz für fairere Verträge.

Entwurf eines Gesetzes für faire Verbraucherverträge

Wichtiger Bestandteil dieses Gesetzes ist, dass ab dem 1. März 2022 alle Gesetze zu regelmäßigen Dienstleistungen und Warenlieferungen mit automatischen Vertragsverlängerungen nach der ersten Vertragsverlängerung automatisch eine Kündigungsfrist von höchstens einem Monat enthalten und sich eben nicht automatisch 1 oder 2 Jahre verlängern.
Ja, das gilt für Fitnessstudio-Mitgliedschaften, für Internet/Handyverträge und auch für Strom- und Gasverträge.
Denkt dran, bei alten Verträgen vor März 2022 gilt das nicht, es lohnt sich allein dafür bei langjährigen Verträgen zu wechseln.

  • Bitte achtet bei Tarifen mit Bonus darauf, dass ihr diese nur wählt, sofern ihr jährlich wechselt. Diese Tarife können nach dem ersten Jahr schnell teurer sein als Alternativen.
    Dank des Gesetzes für faire Verträge ist das Risiko deutlich entschärfter, dennoch relevant.
    Außerdem achtet darauf, ob der Bonus überhaupt ausgezahlt wurde. Leider gibt es einige Anbieter, die erst fröhlich mit rechtlichen Mitteln erinnert werden müssen, was sie euch versprochen haben.

  • Sofern ihr eine Preisanpassung nach oben ODER unten erhalten habt, könnt ihr auf ein Sonderkündigungsrecht zurückgreifen. Das müsst ihr allerdings manuell machen!
    Achtung: Das bezieht sich auch bei angepassten Steuern, Umlagen oder Entgelten, natürlich aber nicht bei einer Umsatzsteuer/Mehrwertsteueranpassung.

§ 41 Energielieferverträge mit Letztverbrauchern

Immer daran denken, selbst wenn dein Anbieter den Preis um fünf Cent/kWh senkt, kann es dennoch der Fall sein, dass dein bestehender Tarif viel zu teuer ist.
Kurz die Suchmaschine deiner Wahl starten und überprüfen, ob es sich lohnt.

Wie so häufig hat die Verbraucherzentrale auch für diese Frage der Sonderkündigung einen Musterbrief, welchen ihr verwenden könnt.

Zusätzlich ist es in Deutschland so geregelt, dass man abseits des Falls der Sonderkündigung für den regulären Wechsel kaum etwas machen muss.
Als Stromkunde erteilst du deinem neuen Anbieter den Auftrag, in deinem Namen zu kündigen.

Grundsätzlich hängen Grundpreis stark davon ab, in welcher Region und in welcher Postleitzahl ihr lebt.
Das kann ich euch pauschal nicht beantworten, was da normal ist.

Dennoch sollte euer Grundpreis nicht über 13~15 Euro im Monat sein.
Beim Arbeitspreis sollte es idealerweise nicht mehr als 32 ct/kWh sein.

Darüber hinaus kann es Situationen geben, in der mehr als 15 Euro im Monat Sinn ergeben.
Beispielsweise wenn ihr einen Jahresverbrauch von 3.000 kWh zum Arbeitspreis von 18 Ct/kWh erhaltet, der Grundpreis aber bei 18,90 Euro liegt.

Überprüft bei Vergleichsportalen wie Check24 und Verivox, dass ihr den günstigsten Preis ausgewählt habt und nicht einen Unsinn mit Empfehlungen auswählt.
Dadurch fallen die guten Deals manchmal raus.
Zusätzlich solltet ihr beide Plattformen verwenden, da verschiedene Anbieter verschiedene Plattformen bevorzugen.

Was sind dynamische Stromtarife?

Ihr werdet bei der Suche über dynamische Stromtarife stolpern.
Bei diesen Stromtarifen seid ihr von den Börsenstrompreisen abhängig.
Sind die Preise wegen viel Wind- oder PV-Strom sehr niedrig, erhaltet ihr günstige Preise.
Gilt ebenso für Zeiten mit hohen Strompreisen.

Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland in Woche 18 2024

Dank des Zubaus von regenerativen Energien dürfte die Variation des Preises ansteigen und daher ordentlich Geld gespart werden.
Mit einem Smartmeter profitiert ihr am meisten davon. Ohne diese wird es mit den monatlichen Durchschnittswerten berechnet.
Anekdotisch gibt es in meinem Umfeld einige Leute, die von dynamischen Tarifen schwärmen.
Persönlich fahre ich mit diesen auch gut, nur das müsst ihr selbst entscheiden.

Vorteil der meisten dynamischen Anbieter: Ihr seid meist ohnehin nur einen Monat Vertragslaufzeit gebunden und daher könnt ihr recht schnell wieder wechseln, sofern eure Erfahrung negativ ist.

2025 sind alle Anbieter gezwungen, dynamische Stromtarife anzubieten.
Nein, ihr müsst die nicht auswählen, hier geht es um die Option.

 Diese Schwelle entfällt ab 2025; ab dann sind sämtliche Lieferanten verpflichtet, allen Letztverbrauchern mit intelligenten Messsystemen dynamische Stromtarife anzubieten.

Auch diese Regeln wurden durch Habecks Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende eingeführt. Da ich ein großer Freund von Optionen bin, begrüße ich diese Entwicklung sehr.

Kann mich der Stromanbieter nicht ablehnen, wenn ich zu oft wechsele?

Problematisch kann es sein, wenn man zu oft den Stromanbieter wechselt.
Potenziell kann ein Stromanbieter dann den Wechsel ablehnen.
Kontraktionszwang/Vertragszwang gibt es ausschließlich für die Grundversorgung.

Ablehnungsmotivation ist leicht zu erklären. Falls man jährlich die Boni mitnehmen möchte, kann man als Kunde für Anbieter, welche sehr knapp die Preise kalkulieren, ein Verlustgeschäft werden.
Wie so häufig spekulieren auch Stromanbieter darauf, dass man zu faul zum Wechseln ist und den Vertrag endlos laufen lässt.
Mit Verweis zum Anfang des Beitrages habe ich euch bereits gezeigt, dass wir hier von stabilen ~20 Millionen Haushalten (!) sprechen, die offensichtlich genau zu dieser Beschreibung und Kalkulation passen.

Glücklicherweise gibt es allerdings den guten alten Datenschutz.
Ja, ausnahmsweise ist der nicht vorgeschoben als Ausrede, weil jemand nicht arbeiten will und einen Kunden verarschen will, sondern er hilft auch hier immens.

 Die betroffene Person hat das Recht, von dem Verantwortlichen zu verlangen, dass sie betreffende personenbezogene Daten unverzüglich gelöscht werden, und der Verantwortliche ist verpflichtet, personenbezogene Daten unverzüglich zu löschen, sofern einer der folgenden Gründe zutrifft.

Verwendet einen Musterbrief der Verbraucherzentrale bei eurem alten Anbieter und verlangt die Löschung personenbezogener Daten nach Artikel 17 Datenschutz-Grundverordnung (DSGVO).
Europäische Bürger haben ein Recht auf Vergessenwerden. Nutzt die Vorteile der EU.

Hört sich möglicherweise schräg an, nur das hat einen logischen Hintergrund.

Ablehnungen aufgrund der häufigen Wechsel können vom Anbieter nur erfasst werden, wenn sie überhaupt Daten zu euch haben.
In der DSGVO gibt es natürlich auch Fristen, wie lange Buchungen/Rechnungsunterlagen aufbewahrt werden.
Immerhin lasst ihr diese aber durch den Musterbrief der Verbraucherzentrale (Danke für eure wichtige Arbeit!) auch diese sperren.

Dadurch hat zwar der Anbieter die Rechnungsdaten, für die Abfrage beim Stromanbieterwechseln können diese nicht verwendet werden. Hoppla.

Voilà, ihr könnt fleißig weiterwechseln.

Wir reden von einem der einfachsten Prozesse in Deutschland.
Aus meiner Sicht ist es Bürgerpflicht, diese ordentlich auszunutzen.


2024 - Positive Nachrichten

Ein Kernproblem unserer Medienlandschaft ist, dass negative Nachrichten sich deutlich besser klicken als positive Nachrichten. Dadurch gehen positive und sehr angenehme Veränderungen gerne unter.

Dieses Problem möchte ich für den Energiebereich lösen.

In dieser Übersicht werde ich für die deutsche Energiepolitik kontinuierlich positive News auflisten, die möglicherweise durch andere Themen untergegangen sind.
Zur Erinnerung: Selbstverständlich führen alle Bilder zu den entsprechenden Dokumenten/Berichten oder Studien, also falls ihr neugierig seid, einfach draufklicken.


Kohleverstromung stürzt in Deutschland und generell Europa ab

Wer sich an die Diskussionen 2023 zum Kernkraft-Ausstieg noch erinnern kann, hat dieses Argument im Kopf:

Es ist ein schwarzer Tag für den Klimaschutz in 🇩🇪 kritisiert Jens Spahn die Entscheidung der BReg, die letzten 3 AKW abzuschalten. Kohlekraftwerke sollten vom Netz, Kernkraftwerke sollten laufen, denn die sind sicher & klimaneutral, sagt er. (Erinnerung: Bei Aussagen von Populisten, wo die Quelleverlinkung keinen Mehrwert hat, verlinke ich eher gute Musik als deren Unfug.)

Mit dem Ausstieg aus der Kernkraft würde Deutschland weit mehr Kohle verstromen müssen, um den Bedarf zu decken.
Denn der Bedarf wird steigen und regenerative Energien könnten nicht ausreichend mehr Strom erzeugen, um diesen Mehrbedarf zu decken.
Über ein Jahr später haben wir eine Mitteilung der Bundesnetzagentur, die diese Prognose einordnet:

Die Bundesnetzagentur hat kein Kohleverfeuerungsverbot 2024 nach dem Gesetz zur Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung (KVBG) angeordnet. Grund hierfür ist, dass bis zum Anordnungstermin 02. September bereits so viele Kohlekraftwerke aus dem Markt ausgeschieden sind, dass das gesetzlich geforderte Zielniveau für das Zieljahr 2027 bereits unterschritten ist.

Zur Einordnung:
Das Gesetz zur Reduzierung und Beendigung der Kohleverstromung (KVBG)
wurde 2020 eingeführt als “Kompromiss”, um möglichst sozialverträglich Kohleverstromung bis spätestens Ende 2038 zu beenden.
Dafür erhalten RWE und LEAG ca. 4,35 Milliarden Euro an Entschädigung. Kann man kritisieren, denn wir werden bis 2038 deutlich sehen, dass diese Entschädigung gar nicht notwendig ist.

Dennoch setzt das Gesetz voraus, dass nach und nach Kohlekraftwerke vom Netz gehen sollen und wie wir lesen können, ist zum ersten Mal in vier Jahren kein direktes Verbot nötig.
Ab 2024 werden Kohlekraftwerke ohnehin entschädigungslos ohne eine konkrete Ausschreibung, wie es 2020, 2022,2023 noch der Fall war, abgeschaltet.

Eine phänomenale Entwicklung und das erste Mal in dieser Quellenliste, dass man ohne Sarkasmus sagen kann, dass der Markt tatsächlich etwas selbst geregelt hat.
Denn wie der World Energy Outlook 2023 Bericht klarstellt, kostet eine MWh Strom (VALCOE) im Jahr 2022 aus Kohle 190$.
Aus Photovoltaik sind es nur 80$ und aus Windkraft-Auf-Land 65$ bzw. 75$ für Windkraft-Auf-See.

Tatsächlich zeigen die Daten in Deutschland genau diesen Trend.

Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland im Halbjahr 1
Absolute Änderung der öffentlichen Nettostromerzeugung - Erstes Halbjahr 2024 gegenüber erstes Halbjahr 2023

Konkret zeigen die Daten, dass die Braun- und Steinkohleverstromung sinkt. Signifikant.
In der ersten Jahreshälfte 2023 lag die Last bei 229 TWh, 2024 231,8 TWh.
Daher kann man diese Verbesserung nicht pur auf einen Rückgang der industriellen Leistung zurückführen.

Trotz der Kernkraftabschaltung und obwohl Populisten wie Markus Söder ständig von der Sorge von flächendeckenden Stromausfällen (Blackouts) schwafeln steht Deutschland beim Thema der Kohleverstromung besser da als gedacht.

Tatsächlich ist mittlerweile dieser Erfolg des Wirtschaftsministeriums und von Robert Habecks Team auch im Ausland aufgefallen:

Germany has pursued the most aggressive permitting reforms across Europe since 2022, which shows in its renewables buildout

“We save two to three years for new [transmission] corridors,” said Werner Götz, chief executive officer of transmission grid operator TransnetBW. “It’s definitely a significant improvement.”
„Wir sparen zwei bis drei Jahre für neue [Übertragungs-]Korridore“, sagte Werner Götz, Vorstandsvorsitzender des Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW. “Das ist definitiv eine deutliche Verbesserung.“
Werner Götz

Viel von diesem Erfolg hängt mit den ganzen Gesetzen und Verordnungen zusammen, die in dieser Quellenliste detailliert aufgeschlüsselt werden.
Tatsächlich zahlt es sich aus, wenn ordentlich Bürokratie abgebaut wird, auch wenn traurigerweise ein signifikanter Teil der Bevölkerung wohl nie davon hören wird.
All diese Gesetze sparen immens Zeit ein, wie z. B. statt mehrere Jahre nur noch sechs Monate beim Aufbauen von Windparks oder beim Aufbau von Industrieanlagen mit Fokus auf Klimatechnologie eine Zeitersparnis von durchschnittlich 10 Monaten.

Tatsächlich verzeichnet 2024 nicht nur Deutschland solche Erfolge.

Nächstes Beispiel Dänemark:

Ørsted to close final coal plant in Esbjerg, Denmark The closure would make the company's energy generation almost fossil fuel-free.
Öffentliche Nettostromerzeugung in Dänemark im Halbjahr 1.

Mit der Abschaltung der Esbjerg Power Station hat Dänemark nahezu keine Kohlestromerzeugung mehr. Nur noch eine Anlage bleibt bestehen, welche spätestens 2028 vom Netz geht.
Natürlich sieht man am Strommix weiter oben, dass Dänemark ebenfalls mehr auf regenerative Energien setzt und auch kommende Projekte wie der Offshore-Windpark Thor werden in Kombination mit Akkuspeichern fossile Stromerzeugung ersetzen.
Gut so.

Darüber hinaus findet man diesen Trend auch in Großbritannien:

United Kingdom electricity generation by source
Britain’s largest coal-fired power stations have either closed or switched to alternative power sources

Wie man sehen kann, soll das letzte Kohlekraftwerk in Großbritannien in Ratcliffe Ende September 2024 abgeschaltet werden.
Auch Großbritannien baut viel Windkraft zu und arbeitet mit regenerativen Energien als Alternative zu fossiler Erzeugung.
Denn auch wenn euch möglicherweise Leute erzählen wollen, dass Deutschland die dümmste Politik Europas sei, kann da etwas nicht stimmen.

Sonst würden nicht viele Länder ihre Kohleverstromung signifikant senken oder gar nahe 0 runterbringen.

Selbst außerhalb Europas findet man ebenfalls diesen Trend in Australien:

Coal Is No Longer King in Australia Average weekly coal generation fell below 50% for first time

Zum ersten Mal hat Australien sieben Tag lang weniger als 50% Kohle im Strommix.
Selbstverständlich ist das kein idealer Wert, dennoch zeigt der Trend auch in Australien, dass Kohle immer weniger Relevanz hat.
Von 87% Anteil am Strommix 2006 zu 56% 2023 ist eine solide Entwicklung und mit absurd großen Akkuspeichern dürfte Kohle immer schneller verdrängt werden.

Abschließend findet man diesen Trend sogar in China:

Since 2023, China has added over 400 GW of new solar and wind power, driving down China’s coal power generation by 7% from June 2023 to June 2024.

Neue Genehmigungen von Kohlekraftwerken sind um 83% abgestürzt im ersten Halbjahr 2024 im Vergleich zum ersten Halbjahr 2023.
Kohleverstromung ist vom Juni 2023 zum Juni 2024 durch den Zubau von über 400 GWp Zubau an Photovoltaik und Windkraft um sieben Prozent gesunken.

Für das Land mit dem größten Stromhunger sind sieben Prozent weniger Kohle ein immenser Erfolg und für das weltweite Klima prima.
Mittlerweile sind die Kosten von regenerativen Energien so stark abgestürzt, dass auch Akkuspeicher Projekte der neusten Technik eingesetzt werden.

Dieser kleine Exkurs soll nur zeigen, dass Deutschland absolut etwas zu feiern hat und in die richtige Richtung fährt.
So sehr man die Ampel-Regierung in diversen Bereichen zu 100% kritisieren kann und sollte, Habecks Wirtschaftsministerium fährt mit der Verringerung der Kohleverstromung
und sehr aggressiven Zubau an regenerativen Energien und Entbürokratisierung eine positive Bilanz bis zur nächsten Wahl zurücklassen wird.


Stromnetzausbau kommt schneller voran als erwartet

Wer diese Quellenliste aufmerksam liest oder mir auf Twitch zuhört hat schon öfter gehört, dass meine größte Sorge bei der Energiewende der Netzausbau ist.

Vorgängerregierungen haben gerne zehn+ Jahre an Arbeit verschlafen, sodass die Ampelregierung die Scherben wie beim Rollout der Smartmeter aufarbeiten musste.

Daher freut es mich, dass auch viele der Gesetze und zusätzliche Kooperationsprojekte zwischen Bund und der Bundesländer zum Beschleunigen des Netzausbaus eine Wirkung haben:

Die Beschleunigungsgesetze der Ampel zeigen Wirkung: Weil die Behörden neue Stromleitungen schneller genehmigen, können bald im großen Stil zusätzliche Kabel verlegt werden. Ein Turbo für die Energiewende

Bürokratie ist bei vielen Themen die zentrale Hürde, rechtzeitig mit einem Projekt fertigzuwerden.

Laut interner Daten erwartet die Behörde, die dem Bundeswirtschaftsministerium unterstellt ist, für dieses Jahr 1872 und das kommende Jahr 1607 neu genehmigte Kilometer. Damit hätten die Behörden zwischen Anfang 2023 und Ende 2025 rund 4383 Kilometer neue Kabel freigegeben. Das würde vor allem beim Ausbau der Höchstspannungstrassen Ultranet, SuedLink und SuedOstLink helfen: Diese sollen Elektrizität aus dem windreichen Norden nach Süden transportieren und Engpässe beseitigen.
Spiegel

Visuell sieht das so aus:

Erwartete und erteilte Genehmigungen Leitungskilometer - kumulierte Gesamtwerte je Monat

Was weiterhin ärgerlich bleibt, ist, dass die Ampel-Regierung und ihre Fraktionen so inkompetent in ihrer Kommunikation nach außen sind.
Selbst Habecks Ministerium, der sich bei der absoluten Mehrheit der Gesetze nicht verstecken muss, da diese signifikanten Verbesserungen zum Status Quo bringen, kann diesen Zustand nicht allein kompensieren.
Denn diese News hier ist phänomenal.

Dank der neu geschaffenen Möglichkeit des vorzeitigen Baubeginns können die Arbeiten knapp ein Jahr früher als ursprünglich geplant starten.

Ein Jahr schneller zu starten, geht in die richtige Richtung.
Am liebsten wäre mir weiterhin, dass man die LNG-Geschwindigkeit während der Energiekrise auf das Netz überträgt.
Der Netzausbau ist die größte Hürde der Energiewende, unabhängig davon, ob man sie mit überwiegend regenerativen Energien oder Kernkraft umsetzen möchte.
Auch Strom aus Kernkraft muss aus der Höchst- oder Hochspannung in der Niederspannung bei dir zuhause ankommen, noch ist Strom kein Feenstaub.

Planungs- und Baufortschritt in Leitungskilometern (BBPlG.

Zum 31.12.2023 sind etwa 6.235 KM im oder vor dem Planfeststellungs- oder Anzeigeverfahren.
Hoffentlich schafft die Ampel es noch, mit einigen Gesetzen deutlich mehr Tempo reinzubringen.
Immerhin läuft es schon schneller als geplant, nur ist jeder weitere Geschwindigkeitsbonus erstrebenswert und gut.

Dennoch eine gute News, über die man sich freuen kann.


Erneut gute News für PV

Zum 30.04.2024 veröffentlichte die Bundesnetzagentur die Ausschreibungsergebnisse für PV-Freiflächenanlagen.
Erneut gab es eine deutlich größere Nachfrage als Angebot.

Die Ausschreibung ist weiterhin von einer sehr hohen Beteiligung geprägt. Seit vier Runden übersteigt die eingegangene Gebotsmenge deutlich das ausgeschriebene Volumen. Trotz der gestiegenen Ausschreibungsmengen zeigt sich ein stabiler Wettbewerb in diesem Segment

Ausgeschrieben waren 2.231 MWp, insgesamt gab es 569 Gebote mit 4.100 MWp.
Grundsätzlich ist das immer ein gutes Zeichen, wenn die Nachfrage so immens hoch ist.

Wie schon bei der letzten PV-Ausschreibung liegen die Zuschlagswerte auf einem sehr guten Niveau.

5,11 ct/kWh als durchschnittlicher menschengewichteter Zuschlagswert sind niedrig.

Marktwerte und EEG-Vergütung in Deutschland 2024

Zur Erinnerung: Diese 5,11 ct/kWh EEG-Förderung sind eine Mindestvergütung.
Sofern der Marktwert von PV höher ist als der Wert der Mindestvergütung, muss der Staat für diese Anlagen nichts zusätzliches in Form der EEG-Vergütung, bezuschussen.

Daher ist es erstrebenswert, dass der besagte Wert der Mindestvergütung so niedrig wie möglich ist - oder im Idealfall, wie in Langenenslingen, komplett auf 0 gesetzt wird bzw. förderfrei betreibt.

Dank der fallenden Preise von PV-Modulen und Komponenten ist davon auszugehen, dass die Förderfreiheit im Laufe des Jahres immer häufiger stattfinden wird und mehr Projekte wie in Bruchsal auch gleich einen Akkuspeicher beinhalten werden.

In Anbetracht der steigenden Minusstunden über die Jahre (Stunden, in denen der Strompreis an der Börse einen negativen Wert erreicht) und § 51 EEG 2023 gibt es mehr wirtschaftliche Argumente für diese Hybrid-Projekte.

Deutschland ist, auch wenn manche Menschen das gerne erzählen, nicht allein mit dieser Entwicklung.

LCOE and value-adjusted LCOE for solar PV plus battery storage, coal and natural gas in selected regions in the STEPS, 2022-2030

Neue Kraftwerksprojekte bestehend aus PV+Speicher sind in

  • Indien bereits deutlich günstiger als Kohlekraftwerke.
  • in China ab 2025 günstiger.
  • in den USA ist es bereits günstiger als Kohle und wird 2025 günstiger als Gaskraftwerke sein.

Speicher könnten grundsätzlich die Systemkosten signifikant (in Form von Redispatch) senken.

BYD Battery-Box Premium HVM 11.0 - Preisverfall um 50%

Dank der Preisabstürze der letzten Monate bzw. Jahre erwarte ich persönlich, dass das ohnehin zum Selbstläufer wird.
Mit Blick auf kommende Natrium-ion Akkus, die als Heimspeicher ebenfalls gut geeignet sind, dürften die Preise weiter fallen.

Das mit weitem Abstand größte Zuschlags-Volumen entfiel wie in den Vorrunden auf Gebote für Standorte in Bayern (806 MW, 156 Zuschläge), gefolgt von Standorten in Schleswig-Holstein (221 MW, 17 Zuschläge) und Niedersachsen (199 MW, 20 Zuschläge)

Es ist interessant, dass Schleswig-Holstein Platz 2 wurde.
Passiert selten, da man dieses Bundesland mit absurd hohen Windkraft-Zubau verbindet und in den letzten fünf Jahren bei der Bundesnetzagentur kaum bei Photovoltaik zu sehen war.

Schleswig-Holstein verfügt bereits über einen gewaltigen Ertrag aus Windenergie mit nahezu dekarbonisierten Strommix wie das folgende Bild der gesamten Nettoerzeugung 2023 belegt:

Gesamte Nettostromerzeugung in Schleswig-Holstein 2023

Daher könnte der Photovoltaik-Zubau helfen, im Sommer Erzeugungslücken zu kompensieren, denn die alte Regel gilt auch im Norden:

Windkraft ist im Winter besonders stark, Photovoltaik im Sommer.

Windkraftausbau darf gerne grundsätzlich in Deutschland aufholen, denn Photovoltaik läuft 2024 weiterhin phänomenal.


Doppelbesteuerung bei Speichern wird abgeschafft

Lindners Ministerium hat ein gutes Gesetz vorgelegt.
Ja, das ist ernst gemeint.

Ein massives Problem bei Speichern ist die Doppel- bzw. Mehrfachbesteuerung von ein- und ausgespeisten Strom, was die Wirtschaftlichkeit von diversen Projekten bei regenerativen Energien einschränkt.

Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht von 08.04.2024

Mit diesem Gesetz soll Bürokratie deutlich abgebaut werden.
Das Ministerium selbst benennt folgende Vorteile und ich kommentiere die einzelnen Punkte zusätzlich.

  • Im Bereich der Elektromobilität soll die aus dem Energiewirtschaftsrecht bekannte Letztverbraucherfiktion an Ladepunkten unter Beachtung der stromsteuerrechtlichen Systematik auf das Stromsteuerrecht übertragen werden. Fortan entfallen damit Einzelfallprüfungen von komplexen Geschäftsmodellen „innerhalb der Ladesäule“.
Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht von 08.04.2024

Kurzfassung, wieso das gut ist:
Je nachdem, ob du ein Betreiber, ein Versorger oder ein Letztverbraucher/Endkunde bist, hast du unterschiedliche Rechte und Pflichten und absurde Steuerpflichten.
Mit dieser Reform gibt es deutlich weniger Papierkram.
Sollte jede Person gut finden.

Diese Regelung ist immens wichtig für die Diskussion für Vehicle-To-Home,, Vehicle-To-Business und das bidirektionale Laden, was in Zukunft sehr wichtig sein wird, sobald immer mehr E-Autos diese Funktion anbieten.

Grade weil es sehr viel einfacher ist, solche Projekte wirtschaftlich zu planen, auch mit Blick auf Mieterstrom bzw. gemeinschaftliche Gebäudeversorgung aus dem Solarpaket 1.

  • Für das bidirektionale Laden werden klare Vorgaben geschaffen. Diese verhindern, dass Nutzer von E-Fahrzeugen zum Versorger und Steuerschuldner werden, wodurch bürokratischer Aufwand entfällt.

Bisher war bidirektionales Laden nicht ordentlich definiert.

bidirektionales Laden: ein intelligenter Ladevorgang, bei dem die Richtungdes Stromflusses umgekehrt werden kann, sodass Strom vom aufladbaren elektrischen Energiespeicher eines Elektrofahrzeugs zu dem Ladepunkt fließen kann, an den er angeschlossen ist;“

Offensichtlich ändert sich das mit dieser Reform und auch das ist sehr wünschenswert.
Denn wer schon mit Behörden arbeiten musste, weiß ganz genau, wieso nicht definierte Verwendungszwecke automatisch viel zusätzliche Zeit benötigen.
Zusätzlich muss nicht mehr überprüft werden, ob man ein Versorger ist mit bidirektionalen Ladesäulen. Nahezu ein Gamechanger für Ladesäulen in der Zukunft.

Gute Änderung!

  • Stromspeicher werden technologieoffen neu definiert. Mehrfachbesteuerungen für ein- und ausgespeisten Strom werden somit vermieden.

Auch wenn der Begriff technologieoffen gerne für absoluten Unsinn verwertet wird, ergibt es durchaus Sinn.

Stromspeicher = Andere Anlagen als Anlagen zur Stromerzeugung, die am Ort ihres Betriebs ausschließlich dem Zweck der Zwischenspeicherung von Strom für eine spätere Verwendung dienen, während des Betriebs ausschließlich an ihrem geografischen Standort verbleiben und nicht Teil eines Fahrzeugs sind; der geografische Standort ist ein durch Koordinaten bestimmter Punkt;“

Insbesondere Wärmespeicher finden sich in diversen Ländern wie z. B. in Österreich mit ihrem “Riesenkochtopf” oder in Finnland.

Solche Projekte können durch den Wegfall der Mehrfachbesteuerungen ansprechender werden.
Daher eine sehr nützliche Änderung.

  • Im Stromsteuerrecht wird die sogenannte Anlagenverklammerung bei der dezentralen Stromerzeugung aufgehoben und für die Beurteilung der Steuerbefreiungen künftig durch einen einheitlichen Anlagenbegriff auf den Standort der jeweiligen Stromerzeugungsanlage abgestellt.

Kurzfassung, wieso das nützlich ist:
Die Anlagenverklammerung bedeutet, dass in bestimmten Situationen verschiedene kleinere Erzeugungsanlagen zusammengerechnet werden mussten, selbst wenn die nicht unbedingt verbunden waren.
Vorteil davon ist, dass man bestimmte steuerliche oder auch bürokratische Vereinfachungen wieder beanspruchen kann, selbst wenn auf demselben Grundstück viele kleine Anlagen vorhanden sind.

In Abgrenzung zu Stromspeichern nach § 2 Nummer 9 Stromsteuergesetz sollen neben einzelnen Stromerzeugungseinheiten (Nummer 1) mehrere Stromerzeugungseinheiten in einer Kundenanlage oder an einem Standort unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten (Nummer 2)

Selbstverständlich heißt das nicht, dass man Anlagen nicht zusammenführen kann, nur wird Bürokratie so abgebaut, indem man nicht unnötige Prüfungen mit dem Zoll durchführen muss.
Deutschland liebt seine Prüfungen und solche Optionsfreiheiten sind ohne jeden Sarkasmus eine Zeitersparnis, die sehr willkommen ist.

  • Die mit dem Strompreispaket beschlossene Ausweitung der Steuerentlastung nach § 9b StromStG bei Beibehaltung der Antragsschwelle von mindestens 250 Euro Entlastung pro Jahr wird die Anzahl der Entlastungsanträge ab 2025 vervielfachen. Es erfolgen daher rechtliche Anpassungen, wie beispielsweise eine Online-Antragspflicht, um eine vereinfachte Antragstellung und erstmals auch eine weitgehend automatisierte Bearbeitung von Anträgen ab 2025 zu ermöglichen.

Nun, dürfte kein großer Kommentar nötig sein.
Fokus auf digitale Antragspflichten ist aus meiner Sicht eine sinnvolle Sache, sofern die Behörden die Möglichkeiten haben, diese Anträge auch bei den Zollämtern digital zu bearbeiten.

 Die Pflicht zur elektronischen Übermittlung wird damit zwei Jahre vorgezogen. Auch bisher schon sind die Anträge wegen hinterlegter Plausibilitäten nur elektronisch ausfüllbar, werden dann jedoch oft noch ausgedruckt und postalisch an das jeweilige Hauptzollamt versandt.

Deutschland hat viel aufzuholen, daher ist der Gedanke, diese Fristen vorzuziehen und digitale Bearbeitung weiter voranzubringen eine gute Idee.
Man kann nur hoffen, dass das auch bei den Behörden ebenso machbar sein wird.

  • Das Strom- und Energiesteuerrecht wird zudem an EU-rechtliche Vorgaben angepasst und im Bereich der Regelungen im Zusammenhang mit der Stromerzeugung verschlankt. Im Energiesteuerbereich wird dazu der EU-rechtlich vorgegebene Grundsatz der Befreiung aller zur Stromerzeugung eingesetzten Energieerzeugnisse vereinheitlicht. Zudem ist Strom aus Biomasse, Klär- und Deponiegas künftig wieder rechtssicher in Anlagen bis 2 Megawatt elektrischer Leistung von der Stromsteuer befreit.

Liest sich etwas eigenartig im ersten Moment, es handelt sich um eine Aktualisierung, da 2013 es eine EU-beihilferechtliche Genehmigung gab und diese teilweise gar nicht mehr notwendig ist, da es auf EU-Ebene am 30.September 2023 reformiert wurde.

Sinnvolle Änderung, da auch einige Sonderregelungen aufgehoben werden, die man durch die EU-Reform gar nicht braucht.

  • Zusätzlich werden zum Zwecke des Bürokratieabbaus Anzeige- und Berichtspflichten verringert (z. B. in Mieterstromkonstellationen).

Kurzfassung: Lindners Ministerium streicht viele der Anzeige- und Meldepflichten steuerfreie Strommengen für Anlagen bis 1 MW bei Leistung in Kundenanlagen.
Für Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgungskonzepte ist das eine große Verbesserung der Situation.
Oft werden Mieterstrom Konzepte gar nicht durchgesetzt, da es zu viel Aufwand für die Betreiber wäre.
Somit fällt viel Potential bei Quartieren oder Mehrfamilienhäuser flach, die von deutlich günstigeren Strom profitieren könnten. (Durch Mieterstrom/gemeinschaftliche Gebäudeversorgung können Netzentgelte gespart werden, was beim Arbeitspreis durchaus zu einer Ersparnis von 10-11 Cent/kWh führen kann.)

Was ist mein Fazit?

Beim Durchlesen des Gesetzes stelle ich wieder fest, dass es ärgerlich ist, wie viel Zeit die Ampel mit unsinnigen Kindergarten bei manchen Themen verschwendet (wie beim GEG oder dem Kernkraftausstieg) hat und sich teilweise über ein halbes Jahr pro Thema die Köpfe einschlägt, statt mehr Gesetze dieser Art zu präsentieren.

Inhaltlich gibt es von meiner Seite wenig zu kritisieren.

 Das Hauptzollamt hat die monatlichen Vorauszahlungen abweichend festzusetzen, wenn die voraussichtliche Steuerschuld des innerhalb des Veranlagungsjahres vorausgegangenen Quartals.

Höchstens der Teil der strengeren Überprüfungen durch das Hauptzollamt ist etwas mehr Aufwand an Bürokratie, kann man kritisieren. Werde ich persönlich nicht, da die freigegebenen Ressourcen der Beamten eher für die Kontrolle von potenzieller “Steueroptimierung” verwendet werden kann.
Das halte ich für positiv, die Energieanbieter eher weniger.

Es ist gut. Das ist ein wichtiger Schritt nach vorn für eine Energieversorgung der Zukunft.

Als Ende 2021 die Ampel angetreten ist, war meine Hoffnung, dass wir von der FDP solche Entbürokratisierungsgesetze häufiger sehen würde, daher ist es ernüchtend, dass in meiner Übersicht für Energiegesetze bzw. Ampelerfolge nicht soviel zu finden ist aus den von der FDP geführten Ministerien.

Dennoch: Gute Arbeit an das BMF.
Gerne mehr von dieser Art Gesetze.


Deutliche Beschleunigung bei Netzausbau und Offshore-Windkraftausbau

Zu Beginn Februar hat Habeck die deutsche Umsetzung der RED III Richtlinien der EU vorgestellt.
Aktuell geht es im ersten Schritt um Offshore-Windkraft und den Netzausbau, während ein folgendes Gesetz Onshore-Windkraft und Speicher spezifisch beschleunigen soll.

Gesetz zur Umsetzung der EU-Erneuerbaren-Richtlinie im Bereich Windenergie auf See und Stromnetze.

Kurzgefasst:

Antragssteller können bei Anträgen endlich digital Anträge einreichen und Behörden können untereinander digital kommunizieren. Ja, das war traurigerweise an einigen Stellen vorher nicht möglich.

Der Träger des Vorhabens kann den Plan in vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie vorgegebenen elektronischen Formaten einreichen. Behörden, deren Aufgabenbereich durch das Vorhaben berührt wird, kann der Plan ausschließlich elektronisch zugänglich gemacht werden.

Ich wünschte, das wäre ein Witz, dass das Habeck im Jahr 2024 erst umsetzen muss. Konkret ist das eins der vielen Beispiele, die die Ampel an unsinnigen Missständen und Unsinn aufarbeiten darf, der letzten Jahrzehnten.

Zusätzlich kann mit dieser Reform das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie (ab jetzt BSH abgekürzt) Beschleunigungsflächen definieren und zusätzlich die Vereinfachungen der Umweltverträglichkeits- wie auch artenschutzrechtlichen Prüfung umsetzen. Konkreter heißt das, dass diverse Verfahren und Prüfungen zusammengeführt werden.
Gleichzeitig werden Zulassungen der Standorte für Konverterplattformen auf hoher See und Offshore-Anbindungsleitungen erleichtert, indem z. B. Strategische Umweltprüfungen nur noch nötig sind, falls diese im Verfahren des Flächenentwicklungsplans noch nicht durchgeführt wurden. Mehr als notwendig, da das gerne mal doppelt oder dreifache Verfahren/Prüfungen sind für … dieselbe Fläche.
Ebenso ändert dieses Gesetz in Zukunft, dass bei Erweiterungen von bereits existierenden Windparks nur noch eine vereinfachte Prüfung nötig wird, d.h. man muss nicht alle Prüfungen bezüglich Umwelt exakt wiederholen.
In der Praxis können sowas bei Erweiterungen mehrere Jahre einsparen, Bürokratieabbau wird umgesetzt.

Unterliegt die Änderung oder Erweiterung einer Leitung, ein Ersatzneubau oder ein Parallelneubau bei einem Vorhaben im Sinne des § 43 Absatz 1 Satz 1 Nummer 1 bis 4 einem Überprüfungsverfahren gemäß § 43n Absatz 4, einer Feststellung, ob eine Umweltverträglichkeitsprüfung erforderlich ist, oder einer Umweltverträglichkeitsprüfung, so beschränkt sich dieses Überprüfungsverfahren.

Diese Veränderung findet man ebenfalls für Netzausbauprojekte.
Dort ist jede Beschleunigung dringend erforderlich.
Konkret also eine Entlastung der Genehmigungsbehörden.
Je schneller diese arbeiten können, desto besser aus meiner Sicht.

Mit der Änderung in § 69 Absatz 3 Satz 3 werden sonstige Energiegewinnungsanlagen zur
Erzeugung von Wasserstoff und Anlagen zur Übertragung von Wasserstoff aus sonstigen
Energiegewinnungsanlagen ins überragende öffentliche Interesse gestellt.

Final ist die Klassifizierung von Energiegewinnungsanlagen zur Erzeugung von Wasserstoff und Anlagen zur Übertragung von Wasserstoff als überragendes öffentliches Interesse eine nennenswerte Entwicklung.
Vorteile dadurch hat man bereits bei bisherigen PV- und Windkraftprojekten seit 2022 gesehen und diese Einstufung ergibt viel Sinn.

Wasserstoff ist als eine Säule der Zukunft geplant, wie auch im Wasserstoffkapitel erklärt.


Januar Rekord bei PV

Am 31.01.2024 veröffentlichte die Bundesnetzagentur die Ausschreibungsergebnisse für PV-Freiflächenanlagen.
Bei diesen Solaranlagen des ersten Segments gab es die größte Menge an Geboten jemals.

Auch die letzte Ausschreibungsrunde stellt einen Rekord auf: Noch nie gab es bei einer Ausschreibung von Freiflächenanlagen eine derart große Beteiligung. Mit einer eingereichten Gebotsmenge von 5,48 Gigawatt wurde die Ausschreibungsmenge von 1,61 Gigawatt fast dreieinhalb Mal überzeichnet. Der Wettbewerb hat zu niedrigen Zuschlagswerten geführt , sagt Klaus Müller Präsident der Bundesnetzagentur

5,48 GWp an Geboten würde bedeuten, dass allein in dieser einen vierteljährlichen Ausschreibung genug Nachfrage bestand, um nahezu den gesamten PV-Zubau der Jahre 2014 - 2017 (für die vier Jahre wären das 5,6 GWp) zu übertreffen. In einem Quartal.

Zubau der PV-Kapazitäten seit 2002 bis 2023

Obwohl in der Ausschreibung nur 1,61 GWp der 5,48 GWp verteilt werden, ist das höhere Zubauziel für 2024 durchaus erreichbar, wie die Nachfrage zeigt.

Dank dieser massiven Nachfrage konnten Zuschlagswerte zwischen 4,44 ct/kWh und 5,47 ct/kWh erreicht werden, was deutlich unter dem Wert der Vorrunde (6,47 ct/kWh) liegt.

Es sollte für jeden in Deutschland erstrebenswert sein, dass die Strom- und Energieversorgung immer günstiger wird.

Bei der EEG-Förderung spricht man von einer Mindestvergütung.
Vereinfacht gesagt stellen die Übertragungsnetzbetreiber bei Netztransparenz.de monatlich berechnete Marktwerte und die Differenz der Einspeisevergütung zu den Marktwerten wird vom Steuerzahler über das EEG-Konto aufgefangen mit staatlichen Zuschüssen (oder bis 2022 mit der EEG-Umlage).

Marktwerte und EEG-Vergütung in Deutschland 2023

Konkret enthält das Bild eine monatliche Übersicht und laut Netztransparenz.de betrug der Jahresmarktwert 2023 8,003 ct/kWh.
Es ist wichtig zu betonen, dass die Marktwerte 2022 und 2023 aufgrund der Energiekrise deutlich höher waren. Darüber hinaus ist es bekannt, dass diese Krise durch den Angriffskrieg Russlands in der Ukraine ausgelöst wurde.

Sofern die Mindestvergütung für EEG-Anlagen immer weiter sinkt, was durch den Preisverfall der letzten 12 Monate grade bei gewerblichen/größeren Anlagen durchaus nicht unrealistisch ist, ist das für den Steuerzahler in jeder Hinsicht wirtschaftlich eine gute Entwicklung, selbst wenn die Marktwerte für Solar zwangsläufig weiter fallen.

Komplett förderfrei (also 0 ct/kWh EEG-Förderung) findet man in Deutschland ebenfalls immer häufiger wie z. B. im Solarpark Weesow-Willmersdorf oder auch im Agri-PV Tützpatz.

Daher lassen diese Entwicklung in meinen Augen immer häufiger die Hoffnung aufkommen, dass Strompreise weiter sinken werden.
Modulpreise fallen seit über 10 Jahren in einer atemberaubenden Geschwindigkeit, wie man sehen kann.

Am Ende setzt sich die Stromversorgung durch, die am wirtschaftlichsten ist.
Wie man beim weltweiten Zubau der Stromversorgung in dieser Antwort sehen kann, geht die Reise in eine Richtung.

Im Gegensatz zu großspurigen Ankündigungen der Kernkraftindustrie, deren Projekte viel zu lange dauern und gerne doppelt oder gar dreifach so teuer werden, werden PV- und Windkraftprojekte weltweit bevorzugt gebaut und die Preise fallen beständig und zuverlässig.

Strategiepapier der Kernkraftlobby vom Jahr 2008.

Sofern man sich ernsthaft mit der Zeit seit 2008 beschäftigt, lesen sich diese Prognosen und Strategien aus dem Frühling 2008 sehr lustig.

Italien ist auch 11 Jahre nach dieser Einschätzung nicht zurückgekehrt.
Großbritannien hat es immerhin geschafft, mit Hinkley Point C 1 Kernkraftwerk (mit 2 Blöcken) von 10 zu bauen.
Gut, dieses wird eine Einspeisevergütung von 15 ct/kWh erhalten in Großbritannien und kostet bereits 33 Mrd Pfund statt 18 Mrd Pfund, nur ich bin mir sicher, die anderen 9 Kernkraftwerke (oder ggf. 8 Blöcke, was plausibler wäre zur Zeit 2008) werden bestimmt auch noch gebaut werden. Klar.
Frankreichs einziger EPR-Reaktor ist seit Dezember 2007 im Bau und weiterhin nicht fertig.
Auch über 15 Jahre später läuft die Prognose eher schlecht. Ankündigung gab es viele. Baustarts nicht.
Finnland hat immerhin seinen Kernkraftreaktor nach 18 Jahren zum Laufen bekommen.
Einen zweiten sieht man dennoch nirgends.
Schweden plant tatsächlich, seine Kernkraftkapazitäten zu erhöhen. Hier ist die Übersicht aller schwedischen Kernkraftreaktoren.
Nun, auch über 15 Jahre später bleibt Forsmark-3 (Baustart 1979) das letzte Projekt in Schweden.
Schweiz hat sich ebenfalls nichts verändert.

Zusammengefasst: Meine Abneigung, als ehemaliger Pro-Kernkraft-Aktivist, beruht auf der simplen Tatsache, dass neben großspurigen Versprechen und Plänen der Kernkraftindustrie in der Praxis kaum etwas ankommt.
Wirtschaftlich ergibt es, in meinen Augen, keinen Sinn, auf neue Kernkraftprojekte zu setzen.

Forschen an etwas wie Kernfusion ist aus meiner Sicht erstrebenswert für die langfristige Zukunft.
Kernkraft selbst? Wird es die kommenden Jahren immer schwerer haben, sich durchzusetzen.
Sieht man auch an aktuellen Schwierigkeiten mit SMR (Small Modular Reactor = Kleinen Modularen Reaktoren), die ja der neue Liebling der Kernkraftindustrie ist.

Dekarbonisieren des Energiesystems ist eine Herkulesaufgabe und Kernkraft verkompliziert das Thema nur unnötig weiter.
Lieber auf die Zukunft setzen.


Hat Habeck bei der Kernkraftabschaltung gelogen?

Alle sechs Monate kommt die Kernkraftdebatte zurück.
War die Kernkraftabschaltung ein Fehler? Sollte man sie rückabwickeln?
Ärgerlicherweise eine Diskussion, die selten inhaltlich oder konstruktiv geführt wird.

Diesmal schwirrt diese Story durch die Medienlandschaft:

Habeck-Mitarbeiter sollen Bedenken zu Atom-Aus ignoriert haben
Wirtschaftsminister Robert Habeck musste öffentlich gegen die AKW-Laufzeitverlängerung argumentieren, intern wurden ihm wichtige Unterlagen vorenthalten
Abschaltung von Atomkraftwerken: Habeck-Mitarbeitende sollen Kritik ignoriert haben

Schauen wir uns den Fall genau an.

Zuerst verweist Cicero auf eine Mail von Markus Krebber.

Prüfungskriterien für einen Weiterbetrieb der Kernkraftwerke

Erstaunlich, dass dieser Teil im Beitrag so kurzgehalten wird.
Es wird davon gesprochen, dass sich das Papier neutral lese.

Was steht denn auf diesen drei Seiten, die ihr hier findet, noch?

Geprüft werden müsste auch, ob und inwieweit für einen mittel- bis langfristigen Weiterbetrieb nach 2022 Nachrüstungen notwendig wären, die für den aktuellen Restbetrieb bis Ende 2022 nicht mehr erforderlich wa­ren.
Kurzfristig wären etwaige Nachrüstanforderungen vermutlich kaum umsetz­bar.
Daher müsste dann ein aufsichtlich zugelassener Weiterbetrieb mit darauf an­gepassten Sicherheitsanforderungen geprüft werden.
Eine Laufzeitverlängerung durch lediglich Streichung der atomrechtlich bestehen­den Laufzeitbegrenzungen erscheint zudem verfassungsrechtlich nicht unkritisch.
Die Anlagen verfügen über keine frischen Brennelemente mehr. Eine Beschaffung, Herstellung und atomrechtliche Freigabe zur Herstellung eines funktionsfähigen Re­aktorkerns beträgt etwa 1,5- 2 Jahre.
Selbst bei sofortiger Bestellung und beschleunigter Abwicklung ist deshalb mit einer Nutzung nicht vor Ende 2023 zu rechnen.
Fazit: Ein Weiterbetrieb der Kernenergie wäre mit erheblichen juristischen und ökonomischen Risiken verbunden.
(Mutmaßlich) RWE-Chef Markus Krebber

Zusammengefasst liest sich das doch absolut nicht neutral.

Man ahnt, dass sich dieser irreführende Spaß durch den gesamten Bericht zieht und dieser “Skandal”, wie so oft, komplett überzogen wurde, um erneut Panik und Wut zu schüren.

Die Links zu den gesamten PDFs ohne Paywall aufrufbar.

Vom Beginn des Artikels:

Der mit Grünen-Parteisoldaten besetzte Führungszirkel des Wirtschafts- und des für nukleare Sicherheit zuständigen Umweltministeriums hat alle wesentlichen Schritte unter sich ausgemacht.
Cicero Autor

Ist der Autor ernsthaft überrascht darüber, dass ein von den Grünen geführtes Ministerium auch ggf. Mitarbeiter aus dem grünen Umfeld beinhaltet?
So läuft das in der Realpolitik immer, seit Jahrzehnten.
Manchmal fragt man sich doch ein wenig, ob manche Autoren ihre Leser für dumm verkaufen wollen.

Sie tauschten sich ständig aus, sprachen – den E-Mails zufolge – mehr miteinander ab als mit ihren Ministern

Persönlich stört mich an diesem Artikel sehr, dass es um das Veröffentlichen von internen Akten und Informationen geht, die einen Missstand aufklären sollen.
Transparenz ist ein wichtiges Gut, ich bin sogar ein großer Freund von radikaler Transparenz, damit man als Bürger besser durchblicken kann, falls Unsinn angestellt wird.
Sofern du von Steuerzahlern bezahlt wirst, hast du, aus meiner Sicht, transparent zu sein.

Hier allerdings hören wir im Artikel nebulös angedeutete Verläufe der Staatssekretäre, die durch die zitierten Beiträge und veröffentlichten Auszüge nicht ersichtlich sind.
Ominöse Annahmen, die durch die Veröffentlichungen null gedeckt sind.
Oder anders gesagt, warum zur Hölle wird so absurd selektiv veröffentlicht?

Wenn schon beim Beispiel weiter oben so bizarr geschnitten wird, um komischerweise die negativen Attribute zu verschweigen, was bedeutet das potenziell für die Teile, die Cicero nicht teilt?

Sie tauschten sich ständig aus, sprachen – den E-Mails zufolge – mehr miteinander ab als mit ihren Ministern

Dieser Abschnitt ist sehr ironisch.
Denn der Autor bei Cicero verbreitet hier selbst die Unwahrheit.

Cicero zitiert es so:

Es gehört zur Prüfungsaufgabe auch meines Ministeriums, auch diese Frage zu beantworten, antwortete er und fügte schnell hinzu, dass eine Laufzeitverlängerung für den kommenden Winter nicht helfen würde, da die Atomkraftwerke nur unter höchsten Sicherheitsbedenken und möglicherweise mit noch nicht gesicherten Brennstoffzulieferungen weiterbetrieben werden könnten.
Robert Habeck (Cicero)

Jetzt das Originalzitat (Ab 05:39) aus Bericht aus Berlin

Es gehört zur Prüfungsaufgabe auch meines Ministeriums, auch diese Frage zu beantworten. Und wie es die drei großen Betreiber von Atomkraftwerken, die wir noch haben, gestern öffentlich gemacht haben, würde uns das für den Winter 2022/2023 nicht helfen, weil die Vorbereitungen der Abschaltung bereits fortgeschritten sind, dass die Atomkraftwerke nur unter höchsten Sicherheitsbedenken und möglicherweise mit noch nicht gesicherten Brennstoffzulieferungen weiterbetrieben werden könnten.
Robert Habeck (Bericht aus Berlin)

Inwiefern jetzt Robert Habeck damit “entweder absichtlich oder weil er es nicht besser wusste” die Unwahrheit verbreitete, bleibt offen.
Inhaltlich macht es einen essenziellen Unterschied, ob man suggeriert, dass der Wirtschaftsminister diesen Eindruck verfolgt wegen der Beratung des eigenen Hauses oder ob das (auch) wegen der Eindrücke der Betreiber erfolgt ist.
Denn erstens sagt das der RWE-Chef oben ebenfalls als Fazit von Punkt 2 und 3 in den Quellen des Autors, der das souverän unterschlägt, und zweitens hat Preussenelektra tatsächlich zur Zeit des Beitrages genau das gesagt, was Habeck im Beitrag behauptet.

Geschenkt hatte sich die Position der Kernkraftbetreiber über die kommenden Monate mehrmals verändert und so ganz entscheiden konnte sich keiner, ob es nun geht oder nicht geht, nur E.ON mit Preussenelektra und der RWE-Chef hatten deutliche Worte gefunden.
Warum soll bitte der Wirtschaftsminister zu der Höhezeit der Krise, vier Tage nach Vollinvasion der Ukraine, annehmen, dass die Kernkraftbetreiber im Laufe der Monate ihre inhaltlichen Bewertungen des Betriebes ändern?

Außerdem finden die nächsten Kritikpunkte des Autors im Laufe des Artikels zeitlich im März 2022 statt, nach dem Bericht aus Berlin Beitrag.

Potzblitz!
Diese Grünen können jetzt noch nicht einmal eine Zeitreise durchlaufen und vorab hellsehen, was die Mitarbeiter später fertig geschrieben haben.

Gehen wir zum nächsten Teil:

Auch die positiven Auswirkungen einer Laufzeitverlängerung auf die Strompreise haben die Ministerialbeamten klar benannt. Zum einen würden ohne Kernkraftwerke die Kosten der Netzstabilisierung „stark ansteigen

Hier habe ich wenig Beschwerden.
Klar, es fehlt die Differenzierung im Artikel zwischen der Verwendung von Gaskraftwerken für wenige Stunden oder gar Tage, nur das ändert die Kernerkenntnisse des Beitrages nicht.
Lest die vier Seiten nach, das geht schnell.

Es ist 100% korrekt, dass Kernkraftwerke im Kontext der Merit-Order Ersparnisse bringen.
Meistens beziehen sich Leute auf eine Kurzstudie von Veronika Grimm vom Oktober 2022, welche man hier findet.

Kleiner Hinweis, warum diese Studie für die “Ersparnisse” nur wenig eignet.
Überprüft die Methodik auf ihre Annahmen.
Ergeben die angenommenen Werte zur Zeit der veröffentlichten Studie Sinn oder waren die realen Werte bzw. Preise in diesem Kontext schon kurz nach Veröffentlichung weit unter den vermuteten Werten der Studie?

Tabelle 3: Durchschnittliche nachfragegewichtete Preise (EURO/MWh) für einzelne bzw. kombinierte
Maßnahmen in Deutschland im Falle des optimistischen und pessimistischen Szenarios in 2024

Grimm und die anderen Wissenschaftler rechneten mit Gaspreisen von 120,3 Euro/MWh (optimistisch) und 243,7 Euro/MWh (pessimistisch) für das Jahr 2024.
Wie sehen die Preise tatsächlich aus?

Dutch TTF Natural Gas Futures

Kein Monat nach Veröffentlichung der Kurzstudie war der Preis weit unter den Annahmen der Studie, im Jahr 2023 war der Preis im Schnitt bei unter der Hälfte des optimistischen Szenarios.
2024 ist der Wert nicht einmal bei einem Drittel (!) der Prognose.

Es ist, aus meiner Sicht, absurd irreführend und eine Beleidigung eurer Intelligenz, wenn euch Leute diese Studie von Grimm vorlegen. Diese hat spannende Erkenntnisse und Rechnungen, nur sind die Annahmen eben absurd veraltet und nicht anwendbar, außer du willst Leute verunsichern.

Jetzt kommt einer der absurdesten Teile des Artikels, der Teil über das Umweltministerium und deren Referenten.
Im Artikel wird angesprochen, dass es zwei Dokumente gab, welche über den Weiterbetrieb der Kernkraftwerke sprechen, die inhaltlich drastisch unterschiedlich wären.

Als Abteilungsleiter schrieb er einen Vermerk der ihm untergebenen Fachleute so um, dass er zum politisch vorgegebenen Ziel passte

Aus Sicht der Grünen hat sich diese Personal­entscheidung gelohnt. Denn kaum im Amt, zeigte Niehaus, wozu er geholt wurde: Als Abteilungsleiter schrieb er einen Vermerk der ihm untergebenen Fachleute so um, dass er zum politisch vorgegebenen Ziel passte. Wer die beiden Versionen nebeneinanderlegt, kommt ins Staunen.
Cicero

Eine Sache ist korrekt, der erste Teil auf der ersten Seite wurde geändert und der Hinweis, dass die GRS und Arbeitsgruppe S III 2 beteiligt waren, fehlt. So weit ist der Teil richtig.

Jetzt kommt allerdings der Teil, bei dem dieser Beitrag völligen Schwachsinn erzählt.

Die Verfasser beschreiben einen Weiterbetrieb der damals noch laufenden Atomkraftwerke „über mehrere Jahre“ als „mit der Aufrechterhaltung der nuklearen Sicherheit vereinbar“ und legen dar, welche Schritte dazu notwendig wären.
Cicero

In der neuen Version vom 3. März – die nicht mehr namentlich, sondern nur mit „Abteilung S“ gezeichnet ist – fehlte die Aussage, dass eine echte Laufzeitverlängerung mit neuen Brennstäben für mehrere Jahre sicherheitstechnisch möglich wäre.
Cicero

Haben es die Autoren mit Absicht nicht geschafft, mehr als EINE EINZIGE SEITE dieser beiden Dokumente (Version 1 mit vier, Version 2 mit sechs Seiten) zu lesen?

Für den geneigten Leser finden sich Version 1 hier und für Version 2 einfach da klicken.

Spezifisch wird sich über das Vorwort des Vermerks beschwert.

Wenn man sich allerdings daran erinnert, dass eine Maus tatsächlich ein Mausrad besitzt oder sich die Pfeiltasten an der Tastatur überraschenderweise zum Navigieren durch Dokumente eignen, findet man Folgendes heraus:

Okay, hier musste man bis SEITE 3 runterscrollen für die Erkenntnisse. Verzeihung, dass hier die ALT-Option so ausgenutzt wird, nur ist das so ein unfassbar inkompetenter Unsinn, dass ich sogar den ALT-Text dafür verwende, um mich drüber aufzuregen.
Das ist verdammt nochmal SEITE 2. Verzeihung, dass hier die ALT-Option so ausgenutzt wird, nur ist das so ein unfassbar inkompetenter Unsinn, dass ich sogar den ALT-Text dafür verwende, um mich drüber aufzuregen.

Ironischerweise findet sich in beiden Versionen der Hinweis, dass die Option einer langjährigen Verlängerung möglich ist.
Beide Versionen sind von den einzelnen Betrachtungspunkten sogar großteils unverändert, weshalb der Hinweis im Artikel, dass die GRS nicht erneut befragt wurde, völlig unsinnig ist.
Ja, nicht wenige ihrer Beiträge wurden 1 zu 1 übertragen.
Natürlich braucht man da nicht nochmal denselben Input innerhalb von zwei Tagen.
Version 1 stammt vom 01.03.2022, Version 2 vom 03.03.2022.

Als Leser sollte man sich wirklich fragen, was die ganze Zeit überhaupt gemacht wurde, wenn bei diesen beiden Dokumenten mit weniger als elf Seiten solche groben Fehler begangen werden.

Zusätzlich ein weiteres Zitat, was ich spannend finde:

Die von Abteilungsleiter Niehaus hineingeschriebene Behauptung, dass nicht einmal eine Kurzzeitverlängerung um wenige Monate sicherheitstechnisch vertretbar sei, war offenkundig falsch
Cicero

In Version 2 wird am Ende davon gesprochen, dass es eine Abwägungssache ist und unter anderem “der geringe Beitrag der drei Atomkraftwerke für die Stromversorgung (…)” dazu führt, dass eine Laufzeitverlängerung abzulehnen sei.

Persönlich stimme ich der Sorge um die Sicherheit ebenfalls nicht zu, nur ist die Annahme, dass der Anteil der Kernkraft im Strommix zu gering ist, als dass es für die Stabilität relevant wäre, korrekt.

Außerdem befinden wir uns eine längere Zeit nicht mehr in der Krise, um genau das nachträglich zu bestätigen.

Sei es der Winter 2023/2024 oder die Zeit nahe Frühling 2023.
Es wurde klar, dass auch ohne Kernkraftwerke die Stromversorgung stabil bleiben, würde aufgrund des milden Winters.

Ist etwas mit den Kernkraftwerken passiert? Nein.
Waren sie allerdings für die Sicherheit nötig? Ebenfalls nein.

Daher ist das Thema unsinnig.

Zusätzlich möchte ich darauf aufmerksam machen, dass die Beschwerde über Version 2 etwas absurd wirkt.

Szenario A „Endgültige Abschaltung“ Es erfolgt die endgültige Abschaltung der drei Kernkraftwerke, wie sie im Atomgesetz vorgesehen und von den Betreibern geplant wurde.

Beginnen wir mit der Tatsache, dass auf Seite 1 von drei Szenarien gesprochen wird, die im Sinne der nuklearen Sicherheit ist. Szenario A bedeutet wortwörtlich die Abschaltung.

”Endgültige Abschaltung” gibt es bei Version 2 nicht.

Szenario A „Kurzzeitiger Weiterbetrieb der Atomkraftwerke (Monate)“ Die drei in Betrieb befindlichen Atomkraftwerke werden mit vorhandenen Brennelementen unter Ausnutzung des Streckbetriebs oder eine frühzeitige Leistungsreduktion weiter betrieben. Hierzu wäre eine alsbaldige Entscheidung erforderlich, damit sich nach dem 1.1.2023 noch abbrennbarer Brennstoff im Kern befindet.

Absurderweise ist die Version der Aufsicht, die nach einigen Menschen bösartig umgeschrieben wurde, eher realistischer.
Endgültige Abschaltung war sogar im März 2022 unrealistisch und wurde als Option gestrichen.
Final greift die Abteilung auf, dass es sich aufgrund des geringen Beitrags der drei Atomkraftwerke für die Stromversorgung nicht lohnt, das erhöhte Risiko in Kauf zu nehmen.

Was ein Streckbetrieb der deutschen Atomkraftwerke bringen könnte

September 2022 sah Habeck das immerhin schon anders.
Am Ende wurde Szenario B (Version 1) oder Szenario A (Version 2) umgesetzt, Streckbetrieb.

Unabhängig von den Kosten.

Wie die GRS auf Seite 3+4 korrekt beschreibt, sind die Kosten für Instandhaltung/Ersatzteilbevorratung und Personal nicht gering und es ist unklar, wieso gerade Deutschland alle sechs Monate diese unsinnige starre Ansicht auf die Kernkraft hat.
Immerhin zeigt der globale Trend, wo es hingeht.

The value-adjusted LCOE of solar PV plus battery storage is significantly lower than nuclear power in most markets today, though in China it does not cross this threshold until around 2025 in the STEPS. Its closest competitors are solar PV on its own, onshore wind in most markets, and offshore wind in China and the European Union.

In den neusten Berichten sind Photovoltaik + Speicherprojekte der IEA wirtschaftlich (nach VALCOE) signifikant günstiger als Kernkraftanlagen.

Mir ist schon klar, dass auch diese Desinformationsschleuder erneut verwendet wird, um gegen den weltweiten Trend zu argumentieren.
Kann man machen, ist wirtschaftlich allerdings absolut unsinnig.

Zum Finale geht es um den veröffentlichten Prüfvermerk auf der Webseite des Bundeswirtschaftsministeriums inklusive FAQ.

Bevor Staatssekretär Tidow diese wichtigen Korrekturen übernehmen und an Patrick Graichen weiterleiten konnte, hatte dieser seinen fehlerhaften Entwurf schon längst an den Minister geschickt. „Stefan Tidow wird noch ein paar Ergänzungen vornehmen, aber im Grunde kann das dann auch die Basis für die Kommunikation der beiden Häuser nächste Woche sein“, schrieb er dazu am Freitagabend an Robert Habeck. Und der hatte am Wochenende nichts Besseres zu tun, als den im Bürokratendeutsch verfassten Vermerk in einen ausschweifenden Frage-und-Antwort-Text umzudichten
Cicero

Möglicherweise habe ich eine etwas ungewöhnliche Anspruchshaltung an Politiker, nur bin ich persönlich ein Freund davon, wenn Politiker bei solchen historischen Krisen tatsächlich auch am Wochenende arbeiten und sich vorbereiten, und Notizen schreiben.
Für den Cicero Autor möglicherweise ungewöhnlich, dass Inhalte vorbereitet werden bei der katastrophalen Recherche, nur dafür werden Politiker von Steuergeldern bezahlt.

Meine größte Überraschung des Beitrages bleibt der Aiwanger Brief.

Auf Seite 2 behauptet Aiwanger, dass die Bundesregierung fehlinformiert sei, ”(…) dass Uran nur aus Russland bezogen werden könne”.
Nach Aussage von Aiwanger wegen des Prüfvermerks wirkt das ebenfalls irreführend.

Nur steht das gar nicht im Prüfvermerk, da steht etwas Gas und bei anderen Beiträgen von Kohle mit Bezug auf Kompensationsmöglichkeiten.
Uran aus Russland ist da nicht Thema.
Also ist unklar, wieso Aiwanger das so konkret als Beispiel benennt.

Trotzdem lobe ich gerne Aiwanger.
Die Gutachten bezüglich ISAR 2 und Gundremmingen C waren vorausschauend und eine richtige Entscheidung, für den Fall der Fälle etwas in der Hand zu haben.
Nach diesen negativen Zeilen möchte ich auch positive Punkte benennen.

Was ist jetzt das Fazit dieser ganzen Nummer?

Abschließend bleibe ich bei meiner Position.
Radikale Transparenz bei Politikern und Entscheidungen ist eine gute Sache.
Dieser Beitrag von Cicero ist ein Desaster.
Selektive Veröffentlichung der Unterlagen, einfach komplette Falschaussagen, um von einer massiven Täuschung zu reden, die mit der Realität kaum was zu tun hat.

Der verzweifelte Schrei der Pro-Kernkraft-Fraktion, die einen derben Skandal erschaffen wollen, während die Realität gezeigt hat:

Gasmangel gab es keinen, die Speicher waren deutlich gefüllter als gedacht.
Kohlekraftwerke mussten über den Winter kaum laufen und nicht wenige Kraftwerksblöcke wurden April 2024 abgeschaltet.

Es ging auch ohne die Kernkraftanlagen und auch ein Jahr nach der Abschaltung sehen die Daten der Nettostromerzeugung nicht so schlimm aus, wie es gern dargestellt wird.

Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland in Quartal 1

Mit 121,6 TWh (2024) gegenüber 121,1 TWh (2023) steigert sich auch die Last, während der Strommix immer sauberer wird.
Passiert in ganz Europa, auch wenn das manche Menschen nicht hören wollen.

Also setzen wir uns an die Herausforderungen der Energiewende und blicken in die Zukunft, nicht in die Vergangenheit mit Kernkraft.


UPDATE 1

Tatsächlich geht die Sage weiter.

Mit einem neuen Artikel sollen weitere Details der Habeck AKW-Files enthüllt werden.

Zu Beginn geht es um die Sondersitzungen der jeweiligen Ausschüsse, die Licht ins Dunkel der Situation bringen sollten.
Eine erstrebenswerte Sache, denn radikale Transparenz der Regierung ist zu begrüßen.

Fangen wir direkt mit einer Aussage im neuen Artikel an, die eigenartig ist:

Doch was Robert Habeck inhaltlich in dieser Sitzung zu bieten hatte, war dermaßen widersprüchlich und zum Teil schlicht falsch, dass der Eindruck entstand: Hier verstrickt sich ein Geschichtenerzähler in seine eigenen Märchen.
Cicero

Weder im Artikel vom 26.April 2024, noch im aktuellen Artikel wird konkret, ob andere Aussagen außerhalb des Artikels vom 30.04.2024 gemeint sind.
Falls es sich nur auf eine Aussage gegen Ende des Beitrages bezieht, findet ihr meinen Kommentar dazu weiter unten.

Zusätzlich muss ich klarstellen, dass es nicht ganz klar ist, wann Habeck in dieser Form in den Akten oder seit Veröffentlichung der Berichterstattung gesagt hat, dass eine Laufzeitverlängerung nicht möglich sei.
Im ‘Bericht aus Berlin’-Beitrag weiter oben war das eben nicht die Aussage, sondern dass es für das Lösen der Gasproblematik im Winter 2022/2023 nicht reichen würde und unter nur “hohen Sicherheitsbedenken” erfolgen müsste.
Könnte sich auf die RWE-Chef-Aussage beziehen, der von erhöhten Risiken spricht, nur ist die Spekulation.
Direkt verlinkt wird ärgerlichweise nicht - wie so häufig bei nebulösen Aussagen.

Vom Zeitpunkt her könnte Cicero eine “Pressekonferenz” nach den Sondersitzungen meinen, immerhin gab es dort ein Statement von Habeck.

Abspielen: Statements nach Anhörung von Habeck am 26.04.26 [sic]

Bei Minute 2:09 wird darüber gesprochen, dass es schriftliche Unterlagen von E.ON. geben würde, die meines Wissens noch nicht von Cicero oder dem Ministerium veröffentlicht wurden.
Auch hier wird das so nicht formuliert.

Wie schon weiter oben kritisiert, wirkt das sehr skandalisierend, ohne ausreichende Substanz zu haben.
Bei der Veröffentlichung dieser ganzen Dokumente dürfte doch nennenswerter Sprengstoff dabei sein, würde man meinen.

Fahren wir fort:

RWE, E.on und EnBW hätten ihm im Frühjahr 2022 mitgeteilt, dass die vorhandenen Brennelemente nur noch bis Jahresende ausreichten und die Beschaffung neuer Brennelemente anderthalb Jahre dauern würde. Eine Laufzeitverlängerung sei daher nicht möglich.

RWE, E.on und EnBW hätten ihm im Frühjahr 2022 mitgeteilt, dass die vorhandenen Brennelemente nur noch bis Jahresende ausreichten und die Beschaffung neuer Brennelemente anderthalb Jahre dauern würde. Eine Laufzeitverlängerung sei daher nicht möglich.
Cicero

Schon wieder dieser Spaß:
Es wurde bereits im Hauptteil dieses Beitrages erklärt, dass mindestens der RWE-Chef-Krebber und der Betreiber PreussenElektra die konträre Position zur Zeit des BaB-Beitrages hatten, dass das Verlängern ohne ggf. kostenintensive Maßnahmen nicht umsetzbar sind:

Fazit: Ein ununterbrochener Welterbetrieb der am 31.12.2022 außer Betrieb gehenden Anlagen ist nicht mehr möglich, ein späterer Weiterbetrieb würde mit erheblichen Anstrengungen verbunden sein und darauf angepasster Sicherheitsanforderungen bedürfen.
Markus Krebber

Die Anlagen verfügen über keine frischen Brennelemente mehr. Eine Beschaffung, Herstellung und atonrechtliche Freigabe zur Herstellung eines funktionsfähigen Reaktorkerns beträgt etwa 1,5- 2 Jahre.
Markus Krebber

Der in Deutschland beschlossene Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie wurde ja schon 2010 gesetzlich verankert. Daher bereiten wir uns schon seit Jahren sowohl technisch als auch organisatorisch auf die Stilllegung unserer Anlagen vor. Dies hat zur Folge, dass wir nicht mehr über Brennelemente verfügen, die wir für einen Weiterbetrieb von Isar 2 bräuchten
PreussenElektra

Natürlich ist es richtig, dass das keine Laufzeitverlängerung ausschließt, nur muss man die zeitliche Abfolge im Kopf behalten.

Schon im Hauptbeitrag hatte Cicero, aus meiner Sicht, unsauber gearbeitet und Aussagen der Betreiber nach dem Bericht aus Berlin Beitrag als Kritikpunkt für die Aussage im BaB-Beitrag verwendet, die so in der Form zeitlich nicht nachweisbar von allen drei Anbietern gefallen sind, wie weiter oben bereits erklärt.

Dazu passt auch ein wunderbares, neues Dokument von ENBW, welches Cicero erst jetzt veröffentlicht.
Transparenz ist schön, selbst wenn sie interessanterweise so scheibchenweise stattfindet.

ENBW-Darstellung einer möglichen Betriebsverlängerung.

Der Vorschlag des Energiekonzerns lautet: Die Kraftwerksleistung im Sommer und Herbst (wenn viel Strom aus Photovoltaik und Windkraft zur Verfügung steht) zu drosseln, um mit den vorhandenen Brennelementen über den Winter 2022/2023 hinweg mehr Strom produzieren zu können. Und gleichzeitig sofort neue Brennelemente bestellen, damit diese für den Winter 2023/2024 zur Verfügung stehen.
Cicero

Aus meiner Sicht gibt es nichts zu meckern, die beiden Seiten sagen das, was die Visualisierung darstellt. Nur wieso erst jetzt die Veröffentlichung?

ENBW will übersetzt Geld bzw. Lastenteilung.

Klar, am Ende kann es auch wieder der Fall sein, dass dieser Brief von 02.03.2022 ein Widerspruch zu anderen Aussagen von ENBW sind, die vorher gefallen sind bzw. in direkten Gesprächen andere Aussagen gefallen sind.
Möglicherweise erfahren wir das erst wieder in einer Woche.
Nur zeigt dieser Teil auf Seite 2 von 2, wieso die Mitarbeiter im Wirtschaftsministerium und Umweltministerium bei der Einschätzung skeptisch geblieben sein könnten.

Nach dem Desaster von 2011 haben die Konzerne stabile 2,4 Milliarden Entschädigung erhalten für effektiv gar nichts.

Jetzt erneut diese Debatte aufzumachen und schon wieder potenziell Milliarden für die Technologie rauszuwerfen, wirkt nicht zielführend.

Fahren wir fort:

Dass die lange Beschaffungsdauer neuer Brennelemente ein unüberwindbares Hindernis für eine richtige Laufzeitverlängerung um mehrere Jahre gewesen wäre, wie es Robert Habeck nun wieder behauptet hat, ist falsch.
Cicero

Woher kommt denn jetzt schon wieder diese steile These?

Erstens: Mitarbeiter von ENBW und der RWE-Chef sagen, der Zeitraum sei korrekt.
Zweitens: Im E-Mail-Verkehr (siehe Screenshot unten) sprechen auch beteiligte Beamte/Mitarbeiter darüber, dass mit Fristen von 15-18 Monate kalkuliert wurde.
Drittens: “Ein unüberwindbares Hindernis” wirkt - erneut - meiner Auffassung nach, nach Skandalisierung, welche in den bisher veröffentlichten Dokumenten gar nicht veröffentlicht und belegt wurden. Selbstverständlich möchte ich nicht anzweifeln, dass diese in nachfolgenden Beiträgen noch folgen könnten, nur dann folgt erneut die Frage, wieso das nicht direkt veröffentlicht wurde?

Danach wird angesprochen, dass auch tatsächlich Mitarbeiter aus Habecks Ministerium probiert haben, über verschiedene Wege rechtzeitig Brennelemente zu besorgen.

Die sollten für ihre 58 Reaktoren doch für deren laufenden Betrieb auch eine gewisse Reserve an fertigen Brennelementen vorhalten. Die bräuchten nicht erst gefertigt werden, vielleicht könnten wir die auch in den deutschen AKW einsetzen, und zwar kurzfristig, noch rechtzeitig vor dem kommenden Winter 22/23.

Im ersten Moment mag es absurd klingen, dass man die Brennelemente aus verschiedenen Reaktoren untereinander austauschen würde, nur kann das in der Theorie tatsächlich passieren, sofern es derselbe Reaktortyp ist und wir von derselben Größe und Zusammensetzung der Brennelemente sprechen.

In der Praxis ergibt das natürlich selten bis nie Sinn und hinsichtlich des Verlauf der Mails wirkt es auch so, als sei es wenigstens angesprochen worden. Leider wurde durch den Artikel nicht bekannt, ob das beim Umweltministerium weiter angesprochen wurde.

Ich lasse das jetzt mal auf sich beruhen, weil das BMUV sicherlich ohnehin entsprechend informiert ist.
Christian Maaß

Jedenfalls wird behauptet, dass das BMUV (Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz, nukleare Sicherheit und Verbraucherschutz) informiert wäre.

Selbstredend kann man kritisieren, dass nicht ausreichend hinterhergerannt wurde, nur war es im Sommer, verhältnismäßig früh, klar, dass Deutschland eher den Pfad des Streckbetriebs einschlägt.

Gegen Ende findet man anscheinend die Information, die zu Beginn dieses Updates bzw. des Artikels angedeutet wurde.

Ein brisanter Vermerk aus Habecks Strom-Abteilung, in dem sich die hauseigenen Fachleute für Strommarkt und Versorgungssicherheit dafür aussprechen, die Atomkraftwerke zumindest im Winter länger laufen zu lassen, soll Graichen vor Habeck geheim gehalten haben. So teilte es zumindest die Pressestelle des Bundeswirtschaftsministeriums auf unsere Anfrage hin am 9. April unmissverständlich mit: Der Vermerk „lag in der Leitungsebene nur Staatssekretär Patrick Graichen vor“.

Doch was Robert Habeck inhaltlich in dieser Sitzung zu bieten hatte, war dermaßen widersprüchlich und zum Teil schlicht falsch, dass der Eindruck entstand: Hier verstrickt sich ein Geschichtenerzähler in seine eigenen Märchen.
Cicero

Diese Aussage des Widerspruchs ist zu Beginn des Artikels gefallen.
Aus meiner Sicht kann ich nicht ganz folgen, inwiefern das jetzt eine Verstrickung in eigene Märchen sein soll.

Nach Aussage von Cicero soll Graichen die Information nicht weitergeleitet haben, ein Umstand, den man definitiv kritisieren kann. Nur er und die Leute (hier Fachebene), die ihm das zugeschickt haben, sollen das diskutiert haben.

Inwiefern ist das jetzt ”(…) dermaßen widersprüchlich und zum Teil schlicht falsch (…)?
Das weiß wohl nur Cicero.

Was wäre mein Fazit zu diesem Update?

Grundsätzlich finde ich den ENBW-Beitrag sehr interessant.
Wieso dieser erst Tage später veröffentlicht wurde, bleibt mir ein Rätsel.

Denn im Gegensatz zur z. B. irreführenden Darstellung des Briefes des RWE-Chefs Krebber kann man durchaus valide Kritik herauslesen.

Nur stimme ich weiterhin nicht dem Eindruck einiger Nutzer auf Social Media und in der Presselandschaft zu, dass von Habeck massiv gelogen und Informationen unterschlagen worden seien.

Sobald man sich detailliert in die Unterlagen einarbeitet, ergibt das auch herzlich wenig Sinn.
Insbesondere da sich der Wirtschaftsminister für den Streckbetrieb von 2 Kernkraftwerken eingesetzt hatte, spezifisch Isar 2 und Neckarwestheim 2.
Mein Eindruck ist, dass das eben auch anhand der Informationen erfolgte, die nach Ende Februar 2022 aufgetrieben wurden.

Klar, das ist Spekulation auf meiner Seite, nur sehe ich in den Unterlagen von Cicero eben nicht nennenswerte Gegenargumente zu dieser These.

Das Fazit vom Hauptartikel bleibt aktuell (Ende April 2024) bestehen.

Der Bild-Unsinn und das interne Preussenelektra-Dokument.

AKW-Betreiber bringen Habeck in Erklärungsnot. (Hinweis: Bei populistischen Newsseite verlinke ich nicht direkt auf den Artikel, sondern auf gute Musik. Das hat wenigstens Mehrwert für dich.)

Natürlich beteiligt sich die BILD doch noch an diesem Fest von Desinformationen.
Diesmal zitiert die Bild ein internes Schreiben von PreussenElektra mit folgendem Inhalt:

In einer Sondersitzung des Bundestagsausschusses für Klimaschutz und Energie bezog Bundeswirtschaftsminister Habeck am vergangenen Freitag Stellung zu den Vorwürfen in Folge der Berichterstattung des Magazins “Cicero”. Im Kern geht es um die Frage, ob die Entscheidung über den befristeten Weiterbetrieb der Kernkraftwerke tatsächlich auf einer technologie- und ergebnisoffenen Prüfung beruht. Habeck erklärte am Freitag, er und sein Ministerium hätten die Frage eines Weiterbetriebs der Kernkraftwerke “sorgfältig und sachorientiert” geprüft.
Auf Nachfrage verwies Habeck auf den Anfang März 2022 von den Kraftwerksbetreibern geäußerte Endlichkeit der Brennelemente mit den Worten: ”(…) die Brennelemente sind auf das Ende des Jahres 2022 konfiguriert. Mehr ist nicht drin.” Damit wird der Sachverhalt erheblich verkürzt und wesentliche Argumente, die die Machbarkeit eines Weiterbetriebs belegen, werden ausgeblendet. Zum anderen wird nun der Eindruck erweckt, wir hätten uns grundsätzlich einem längerfristigen Weiterbetrieb verschlossen. Dies können wir nicht stehenlassen. Wir als PreussenElektra haben uns zu jeder Zeit offen für eine Prüfung und Umsetzung eines Weiterbetriebs gezeigt und dies - wo immer möglich - artikuliert. Darauf verweisen wir derzeit auch gegenüber anfragenden Medien.
Fazit: Unser Angebot, den Weiterbetrieb von KKI 2 zu prüfen und umzusetzen, stand. Es fehlte jedoch am notwendigen politischen Willen dazu, was auch durch die prompte Veröffentlichung des ministeriellen Prüfvermerks belegt, ist.

Preussenelektra intern

Daraus zieht die BILD, dass E.ON sich nicht verweigern würde, wenn die Bundesregierung es nur möchte.

Mittlerweile wissen wir allerdings etwas mehr, was den Aussagen von Preussenelektra einige Fragezeichen verpasst.

Habeck hatte angekündigt, dass die Unterlagen dem Wirtschaftsausschuss zur Verfügung gestellt werden sollte, um das Cicero-Drama um die AKW-Files aufzuklären.
Genau das wurde auch gemacht:

BMWK_Akten_108. AfKE-Sitzung - Übersicht auf 305 Dokumente. Schlaf ist optional

Ja, 305 Dokumente wurden veröffentlicht und werden auch im nächsten Update aufgearbeitet.
Auch wenn manche der Dokumente absurderweise eine (also wirklich 1) Seite haben und viele davon wenig Erkenntnisgewinn für die Diskussion haben, gibt es dennoch einige, welche durchaus spannend sind.
Zurück zum Thema.

Am 24.02.2022, direkt am Tag der Vollinvasion der Ukraine, gab es also direkt die ersten Briefe, die Cicero entweder nicht hatte oder nicht veröffentlicht hat und, welch Überraschung, tatsächlich steht auch von E.ON sehr eindeutig, dass die Bestellung der Brennelemente “normaler Weise 18Monate plus” dauern.

Außerdem sind die Aussagen “Wir müssten unsere Ausrichtung der letzten 10 Jahre auf Laufzeitende und Rückbau umdrehen” und “Passt nicht zu unserer strategischen Ausrichtung” schon etwas deutlich, dass E.ON aus meiner Sicht aufgrund der diversen Herausforderungen eher auf das langfristige Weiterbetreiben verzichten möchte .

Darauffolgend ein weiterer spannender Punkt:

Außerdem haben sich auch die Aussagen der AKW-Betreiber verändert: So lautete die Aussage von EnBW, E.ON und RWE vom 5. März 2022, dass ein Streckbetrieb keine zusätzlichen Strommengen bringen würde. Dies ist dem ebenfalls veröffentlichten Protokoll dieses Treffens zu entnehmen und nachlesbar. Schon im Vorfeld des Gesprächs hatten Betreiber darauf hingewiesen, dass ein ununterbrochener Weiterbetrieb nicht mehr möglich sei, beziehungsweise die Stromerzeugung 2022 reduziert werden müsste, um über den 31. Dezember hinaus zur Verfügung zu stehen. )

Innerhalb der veröffentlichten Unterlagen kristallisiert sich ein klares Bild.
Was die Betreiber nach außen kommunizieren wollen und was sie dem Ministerium mitteilen, ist offensichtlich vehement unterschiedlich.
Resultierend daraus haben wir den Salat aktuell.
Viel “HABECK HAT GELOGEN” als Meinung mit wenig Fakten dahinter.

Lasse mich gerne vom Gegenteil überzeugen, inwiefern vom Wirtschafts- wie auch Umweltministerium gelogen wurde oder massiv die Bevölkerung in die Irre geführt wurde - Bisher gab es herzlich wenig, was diese Einschätzung rechtfertigen würde.

Gibt dem ganzen Thema zum Start der AKW-Files noch einmal einen anderen Klang. Dennoch ist mir nicht bekannt, ob dieser Brief Cicero auch vorlag.

Wieso genau soll jetzt dieser Brief bei den Fakten ein Problem für Habeck darstellen?

Es ist schon seit einer Weile im Protokoll der Telefonschaltkonferenz zur Frage der Verlängerung der Laufzeiten der Atomkraftwerke zum 7.3.2022 dokumentiert,, dass man als E.ON die Aussagen akzeptiert, die Habeck in der Öffentlichkeit zu der Zeit gesagt hat.

Zusätzlich finde ich das Protokoll immens wichtig, abseits der Konterfunktion für den BILD-Artikel.

sinngemäß wird im Bild gesagt, dass die Betreiber die Anlagen verstaatlichen wollen. Erlöse wie Kosten/Investitionen hängen dann beim Staat als Modell. )

Bitte lest euch diesen Teil durch.

Die Atomkraftwerkbetreiber wollten bei diesem technisch machbaren Szenario den Staat als “Eigner” sehen, der vollen Kontrolle über das Verfahren in Umfang und Tiefe haben würde und gleichzeitig Investitionen, Kosten, Erträge tragen bzw. erhalten würde.
Tatsächlich eine Verstaatlichung der Kernkraftanlagen.

Entschädigung für Atomausstieg: Konzerne erhalten 2,4 Milliarden Euro )

Solange der Staat nach dem 2,4 Milliarden Desaster erneut beträchtlich Geld verschwendet, um die Anlagen weiterzubetreiben, haben die Anbieter Interesse, klar.
Nur sollten wir bedenken, wie problematisch allein die Haushaltsstreitigkeiten letztes Jahr oder auch die Bauernproteste gezeigt haben, dass das Rauswerfen von Milliarden an Euros potenziell keine so gute Idee ist, wenn günstigere Alternativen im Raum stehen.

Im Diskurs um die AKW-Files ändern sich regelmäßig die konkreten Aussagen, wieso Habecks Ministerium oder er selbst gelogen haben soll. Achtet mal spezifisch darauf, wenn euch Leute sagen, dass das Ministerium gelogen hat, was damit gemeint ist.

Wie in diesem Beitrag und den Updates oder auch in den neuen 305 Dokumenten schon erklärt, ergibt das wenig Sinn.


Der Strommangel von Oranienburg?

Unfassbar, dass das überhaupt nötig ist.

Mit Oranienburg haben wir wieder ein geniales Beispiel, wie Desinformation im Bereich der Energiewende abläuft.

Was ist überhaupt passiert?

Wieso dem Stromnetz in Oranienburg der Blackout droht
Hilferuf aus Brandenburg: Erster Stadt geht der Strom aus - Überschrift von Desinformationsplattformen
Wagenknechts Beitrag ist besonders inkompetent, daher weigere ich mich, diesen hier in den ALT-Text reinzuschreiben. Nein, E-Autos wurden nicht vorgeschrieben. Nein, Wärmepumpen wurden nicht verordnet.

Nach den Beiträgen von einzelnen Medien, Desinformationsschleudern und Populisten könnte man meinen, dass in Deutschland tatsächlich das Limit der Energieversorgung erreicht wäre.
Dabei ist es ein einfacher Fall.

Wir können einfach die Stadtwerke Oranienburg selbst fragen:

Kapazitätsengpass im Stromnetz der Stadtwerke Oranienburg

Einfach gesagt gibt es einen Übertragungsengpass.
Daher ist jede einzelne Person, die behauptet, die Energiewende sei schuld an diesem Problem, automatisch vom Diskurs disqualifiziert.
Auch bei Frankreichs Stromerzeugung, welche 2023 zu 67,3% aus Kernkraft stammt, muss der Strom transportiert werden.
Strom ist kein Feenstaub und braucht Leitungen, wie auch im Detail in dieser Pressemitteilung erklärt wird.

Der Lieferengpass aus dem vorgelagerten Hochspannungsnetz hat jetzt Auswirkungen auf aktuelle Anschlussbegehren im Versorgungsgebiet der Stadtwerke in der Oranienburger Kernstadt sowie im Ortsteil Sachsenhausen.
Stadtwerke Oranienburg

Daher hat das nichts mit der Bundesregierung zu tun, sondern mit kommunaler Fehlplanung.

Kapazitätsengpass im Stromnetz der Stadtwerke Oranienburg

Planmäßig soll Ende 2026 das neue Umspannwerk laufen, also kann man nur hoffen, dass mit der aktuellen Problematik etwas mehr Tempo reingebracht wird.

Wie konnte das überhaupt passieren?

Ironischerweise aus einem sehr guten Grund: Verdammt gute Einwohnerentwicklung und Wachstum.

Entwicklung der Einwohnerzahlen in Oranienburg (Gesamtzahl) seit 2011

Über 20% Wachstum in 10 Jahren ist viel. Sowas verändert Ortschaften deutlich.
Sofern man da nicht mitplant, kommen die Verteilnetze (damit meint man Hochspannung, Mittelspannung und Niederspannung) an ihr Limit.
Hauptproblem hier war das Wachstum mit Einwohnerzahlen und die wachsende Industrie, welche massiv auf die Mittelspannung angewiesen ist.
Weiter oben wird von den Stadtwerken spezifisch auf ”(…) Lieferengpass auf dem vorgelagerten Hochspannungsnetz (…)” hingewiesen, was auf den Übergang von Hochspannung auf Mittelspannung bezogen ist.
Logischerweise hat auch das eine gewisse Kapazität, was mit Wachstum oder auch Schrumpfung angepasst werden muss.

Das ist nicht passiert.

Zusätzlich hat sich die Bundesnetzagentur mittlerweile eingemischt.

Aktuelle Einschätzung der Bundesnetzagentur zum Kapazitätsengpass in Oranienburg

Welch Überraschung.

Der Ausbau oder Anschluss von Wärmepumpen oder Wallboxen spielt nur eine untergeordnete Rolle.
Bundesnetzagentur

Der Großteil des Mehrbedarfs stammt aus der Industrie, Gewerbe und aus neuen Baugebieten.

Wie so häufig sieht man, es ist sehr ratsam, die Primärquellen zu überprüfen, bevor man sich in Panik geraten lässt durch Populisten und Desinformationsschleudern.

Denn die Schuld bei der Ampel zu suchen, wenn kommunale Planung gescheitert ist, wirkt nicht sehr sinnvoll.
Genauso wenig sind die regenerativen Energien an sich bzw. die Energiewende Schuld, denn auch Kernkraft benötigt Stromleitungen und sind kein Feenstaub.

Lasst uns sinnvoll über Probleme reden und pragmatische konstruktive Lösungen finden.
Das ist wichtig.


Das Problem ist temporär gelöst.

Kurzes Update hier:
Anschlüsse für Wohnbebauung, Wärmepumpen und Ladeinfrastruktur sind wieder möglich.

Aktuelle Einschätzung der Bundesnetzagentur zum Kapazitätsengpass in Oranienburg

Nach den Stadtwerken Oranienburg und den Versorgungswerken E.DIS arbeitet man an einem temporären Ersatz-Umspannwerk + den Neubau des eigenen Umspannwerkes, was ohnehin bis 2026 in Betrieb gehen sollte.

Wir werden solche Meldungen über das Jahr 2024 und auch darüber hinaus noch öfter lesen, da könnt ihr euch sicher sein.
Kommunale Fehlplanung ist kein seltenes Phänomen und man kann dafür in kurzer Zeit Lösungen finden, wie man hier sieht.


Warum Strom langfristig teuer bleiben dürfte?

Selbstverständlich gibt es auch 2024 wissenschaftliche Arbeiten zur Entwicklung des Strompreises.
Um die Einschätzungen der Wissenschaftler zu verstehen, empfiehlt es sich, diese Arbeiten selbst zu lesen.

Worum geht es?

Eine der Wirtschaftsweisen Grimm ist an diesem Policy Brief beteiligt, was zu spannenden Medienüberschriften wie folgenden führte:

Mit dem Erneuerbaren-Ausbau sinken die Preise, verspricht die Bundesregierung. Eine neue Studie der Wirtschaftsweisen Grimm offenbart jedoch, dass in der Rechnung ein zentraler Teil fehlt.
Wirtschaftsweise warnt vor langfristig hohen Stromkosten
Wirtschaftsweise rechnet auch in Zukunft mit hohen Strompreisen

Grundlegend geht es um diesen kurzen Policy Brief , der erklärt, dass die Stromgestehungskosten allein kein guter Ratgeber ist, wie teuer der Strom in Zukunft sein wird.

An sich ist das eine richtige Aussage.
Bei der Betrachtung eines Landes müssen Upgrades der Netzinfrastruktur berücksichtigt werden. (durch Smart-Meter) oder Back-Up-Kapazitäten wie Gaskraftwerke und Akkuspeicher kosten.

Wieso ihre Analyse aus meiner Sicht trotzdem irreführend ist, folgt jetzt:

 Tabelle 2: Parameter für das Jahr 2021. Quelle: Fraunhofer ISE (2021)

Zu Beginn: Die Quelle ihrer Rechnung für 2021 ist dieser Beitrag des Fraunhofer ISE, welcher methodisch in meinen Augen top ist.
Dennoch, wie bereits erklärt wurde, ist diese Quelle nach der Energiekrise 2022 in Folge des Ukraine-Krieges nicht mehr ideal und es ist ratsam, auf aktuellere Quellen zurückzugreifen, wie den World Energy Outlook 2023 der internationalen Energieagentur.

Zusätzlich kann man sagen, dass in der Entwicklung von PV- und Akkuspeicherpreise viel Bewegung reingekommen ist die letzten 2-3 Jahre, weshalb Angaben wie CAPEX sehr schnell hinfällig sein können.

Hier findet sich ein Beispiel:

 Tabelle 2: Parameter für das Jahr 2021. Quelle: Fraunhofer ISE (2021)

Mit dieser Grafik will ich aussagen, dass die Preise (insbesondere Investitionsausgaben) sehr schnell abstürzen und eine drei Jahre alte Quelle schnell deutlich höhere notwendige Kosten suggerieren als man wirklich braucht.

Jetzt konkret zur Methodik:

 Tabelle 3: Parameter für das Jahr 2040. Quelle: Fraunhofer ISE (2021)

Grimms Team arbeiten mit 600 Euro/kWh (2021) und 285 Euro/kWh (2040) für die Investitionskosten bei Batteriespeichern.

Table B.5 ⊳ Capital costs for selected technologies by scenario

Bei aktuelleren Quellen wie dem World Energy Outlook 2023 der internationalen Energieagentur finden sich für 2030 bereits Werte von 175-185$/kWh und mit den aktuellen Entwicklungen bei E-Autos dieses Jahr, welche den Preis für E-Auto-Akkus 2024 auf 70$/kWh runterdrücken und bis 2025 mit Preisen von 36$/kWh rechnen.
Ja, natürlich sind die Beschaffungskosten bei E-Autos nicht die gesamten CAPEX/Investitionskosten, nur zeigt es ziemlich deutlich, in welche Richtung die Reise geht.

Optimistisch stimmt einen die aktuelle Entwicklung mit Natrium-Akkus, welche vollständig in Deutschland produziert werden können und nach LiFePO4 den nächsten Schritt in die Zukunft darstellen, der im Gegensatz zu diversen “Super-Akkus” der letzten Jahrzehnte auch kommerziell tatsächlich produziert und verkauft wird.

Allein das sorgt dafür, dass Annahmen wie 32,76 ct/kWh für den LCOLC-Wert der Studie völlig überzogen sind, wenn mindestens die Investitionskosten für Speicher fast doppelt so hoch angesetzt sind (sofern man die jetzigen die letzten Jahre verwendet) oder gar statt 2040 mit 285 Euro/kWh bereits 175-185$/kWh im Jahr 2030 erreicht werden. Zehn Jahre früher als erwartet.

Auf Seite 13 der Arbeit findet sich zusätzlich ein merkwürdiger Beitrag:

Table B.5 ⊳ Capital costs for selected technologies by scenario

Hier wird erklärt, dass in nachfrageseitigen Flexibilitäten zu investieren mit hohen Kosten verbunden wäre.

Seit Jahren gibt es immer wieder Studien, die das Gegenteil suggerieren.
Unabhängig, ob wir von USA oder Deutschland sprechen, fast überall findet man Aussagen, die stark konträr zu der Aussage in Grimms Policy Brief stehen.
Flexibilität, egal in welchem Sektor, ist eine gute Möglichkeit, deutlich weniger Geld in Kraftwerke und Stromnetze investieren zu müssen.

Abbildung 12. Reduktion der Stromkosten für den Betrieb von Wärmepumpe und Elektroauto (gegenüber dem unflexiblen Betrieb).

Beispiele finden sich in dieser Studie.
Aus meiner Sicht sind bis zu 70% (!) weniger Kosten (aus Systemsicht) für ein Elektroauto oder bis zu 24% weniger Kosten für Wärmepumpen durchaus nicht unwichtig.

Wir reden immerhin von größeren Milliardenbeträgen und da sind solche Einsparungen sehr willkommen und eine gute Idee.

Die Erkenntnis aus unseren Berechnungen zusammen mit der Einsicht, dass es weitere
Optimierungspotenziale (etwa durch die Flexibilisierung der Nachfrage, Sektorenkopplung oder
europäische Integration) aber auch weitere Kostenfaktoren (etwa durch Abweichen von dem
kostenminimalen Kraftwerksmix, zusätzliche Netzausbaukosten und Backup-Kraftwerke) gibt, zeigt,
dass die LCOE von EE die für die Stromversorgung tatsächlich entstehenden Kosten nicht
vollständig abbilden und daher nicht geeignet sind, um Schlussfolgerungen über zukünftige
Stromkosten zu ziehen.

Als letzten Punkt könnte man ebenfalls auf Sektorkopplung und weitere Integration in das europäische Stromnetz eingehen, das macht die Studie allerdings auch nur im Nebensatz.

Konkreter verstärkter grenzübergreifender Netzausbau kann sich auszahlen, wie man sieht:

Durchschnittliche Day-Ahead-Börsenstrompreise in Woche 11 2024.

Sofern Portugal und Spanien mit Deutschland zusammenarbeiten und mehr Kapazitäten durch die Nachbarstaaten aufbauen, kann Deutschland davon profitieren, wenn in Spanien viel regenerativer Strom verfügbar ist und so profitieren alle europäischen Staaten. Win-Win.
Solche Projekte sind geplant vom ENTSO-E mit Blick auf Offshore-Windkraft, wie ihr hier sehen könnt:

Durchschnittliche Day-Ahead-Börsenstrompreise in Woche 11 2024.

Ja, das sieht deutlich chaotischer aus, als es wirklich ist.
Grundsätzlich erklären die europäische Netzbetreiber in sehr detaillierten Berichten, wie weit diese Projekte fortgeschritten sind und welche Hinternisse noch existieren.

Abschließend kann man sagen, dass die Einschätzung, dass der Strom “teuer bleibt” sehr irreführend ist.
Wir sehen, dass die Situation, bereits jetzt, deutlich entspannter ist.

Natürlich hat die Ampel-Regierung noch genug zu tun und der Netzausbau darf gerne doppelt so schnell in Deutschland vorangehen.

Trotzdem wird der Strom nicht teuer bleiben, wie es das Handelsblatt formuliert hat und die Studie von Grimm hat recht, dass man nicht nur die Gestehungskosten für die kommenden Strompreise verwenden sollte im politischen Diskurs.

Nur war das in ernsthaften pragmatischen Diskussionen auch gar nicht der Fall, weder von der Bundesnetzagentur, vom Bundeswirtschaftsministerium oder den hier verlinkten wissenschaftlichen Arbeit der Fall.


Was hat der Bundesrechnungshof wirklich zur Energiewende gesagt?

Kritik ist wichtig.
Nur mit Kritik können die meisten Probleme und Missstände ausreichend identifiziert und gelöst werden.
Diese Aufgabe erfüllt der Bundesrechnungshof zur Politik der Bundesregierung.

Genau darum geht es bei diesem Thema, der Bundesrechnungshof hat einen Sonderbericht zur Energiewende rausgegeben und das wurde in Medien ungefähr so vorgestellt:

Rechnungshof sieht Stromversorgung gefährdet
Die Regierung zeichne kein realistisches Bild des Umbaus der Energieversorgung, so der zentrale Vorwurf der Rechnungsprüfer. Bundeswirtschaftsminister Habeck kann das nicht nachvollziehen

Wie schon bei allen anderen Fragen dieser Quellenliste schauen wir uns die Kernkritiken des Originalberichts an.

Kritikpunkte 1:

Eine sichere Versorgung mit Strom aus volatilen erneuerbaren Energien erfordert, dass parallel ein weitgehend redundantes System mit gesicherter, steuerbarer Leistung verfügbar ist.
Außerdem ist ein erheblicher Ausbau der Stromnetze nötig

Konkret kritisiert der Bundesrechnungshof, dass Windkraft an Land nicht schnell genug ausgebaut wird, Backup-Kapazitäten nicht ausreichend schnell gebaut werden und der Netzausbau sieben Jahre und 6000 km hinter der Planung zurückliegt.

Zur Windkraft an Land: Keine Kritik meinerseits. Das ist korrekt.

So läuft der Windenergie-Ausbau - Jährlicher Zubau von Windenergie an Land und Ausbauziele im Erneuerbare-Energien-Gesetz (Stand 21.03.24)

Wie man sieht, steigt die jährliche Zubaumenge an Windkraft deutlich an, nur ist das dennoch von den selbstgesetzten Zielen entfernt.
Dennoch ist es so, dass Habecks Ministerium einiges an Beschleunigung vorangebracht hat durch Gesetze wie dem Gesetz zur Erhöhung und Beschleunigung des Ausbaus von Windenergieanlagen an Land oder Gesetz zur Beschleunigung von verwaltungsgerichtlichen Verfahren im Infrastrukturbereich, was konkret zu Situationen wie dieser hier in Schleswig-Holstein geführt hat. Statt mehrerer Jahre auf Genehmigungen zu warten, hat das komplette Verfahren keine sechs Monate gedauert nach der Projektleitung.

Natürlich muss noch sehr viel getan werden, dennoch kann man grade dieser Regierung nicht vorwerfen, bei Energiethemen untätig zu sein. Verweise dafür gerne auf diese Liste hier.
Quantität wie Qualität dieser Gesetze habe ich die 16 Jahre der verschiedenen Merkelregierungen nicht gesehen.

Zur Kritik der Backup-Kapazitäten: Das ist nicht ohne Grund im Konjunktiv geschrieben.

Eine Kraftwerkstrategie wurde im Februar 2024 vorgestellt, wie auch im Bundesrechnungshofbericht erwähnt wird auf Seite 20.
Tatsächlich erschließt sich mir bei dem Bericht gar nicht die Einschätzung, dass das Ziel bis 2030 nicht erreicht wird.
Zitiert wird ein Artikel von Energate-Messenger, bei dem es um die EU-Taxonomie geht und dass dadurch nicht automatisch Gaskraftwerke wirtschaftlich werden.
Kleiner Hinweis: Der Artikel ist vom Januar 2022, vor der Energiekrise.
Wirtschaftlichkeitsrechnungen damit zu bestimmen, wirkt besonders bizarr.

Was hat das mit der Reservekapazität zu tun?
Es geht darum, dass die kommenden Gaskraftwerke für die bereitgestellte Leistung vergütet werden.
Daher wird die Wirtschaftlichkeit völlig anders berechnet.
Das Argument, dass die Kraftwerke stillstehen, ist irrelevant, da dies nicht ihre Funktion ist.
Völlig unklar, wie man auf dieses Argument kommt.

Zusätzlich widersprechen auch die Zeitpläne von Plänen kommender Gaskraftwerke, wie es in Baden-Württemberg der Fall ist.
Beschleunigung findet statt, weil effektiv nur Turbinen ausgetauscht werden (Kohle zu Gas - Fuel Switch) und dadurch die Bauzeit selbstverständlich weit schneller erledigt ist, das erste soll 2025 schon fertig sein.

Damit kann man weit schneller diese Ziele erreichen, daher ist das eher fragwürdig zu bewerten.

Zur Kritik des Netzausbaus: Völliger Unsinn.

So sehr ich bei Windkraft und auch minimal, wenn auch sehr begrenzt, die Kritik bei Backup-Kapazitäten verstehe, beim Netzausbau ergibt die Kritik des Bundesrechnungshofs absolut keinen Sinn.

Im Detail stört mich dieses Bild:

Ziele für Netzausbau weit verfehlt - Ende September 2023 lag der Ausbau der Übertragungsnetze sieben Jahre und 6 000 km hinter dem Zeitplan.

Zuerst: Wenn die Zeitplanung sieben Jahre hinter dem Plan liegt, ist es ohnehin schwierig, den Missstand pur auf diese Regierung zu münzen, der Referenzbericht, auf den der Bundesrechnungshof sich bezieht, stammt immerhin von 2010.
Immerhin wurden diese Pläne mehrmals seit damals verändert und angepasst, das ergibt als Referenzwert keinen Sinn mit den Monitoring-Berichten 2022+2023.

Noch wichtiger ist das hier:

Stromnetzausbau Stand der Genehmigungsverfahren der Bundesnetzagentur

Logischerweise kann der Bundesrechnungshof nicht immer die neusten Informationen verarbeiten, solche Berichte müssen einen Punkt haben, an dem neue Daten ausgelassen werden, um mit der Auswertung zu beginnen.
Nur diese Kritik ist aus meinen Augen nicht angemessen.
Nach dem eigenen Anspruch und geplanten Genehmigungen bzw. Leitungskilometern auf Bundesnetzagenturebene ist man durchaus vor der eigenen Planung.

Unter anderem A-Nord in Kombination mit Ultranet zeigt ein Beispiel, bei dem der Baubeginn bereits ein Jahr früher startet als geplant.

Sollte man beim Netzausbau dieselbe Geschwindigkeit wie bei den LNG-Terminals während der Energiekrise verwenden? Ja, das wäre sehr hilfreich.
Ist das realistisch? Nein, natürlich nicht.

Aus meiner Sicht gibt es deutlich mehr positive Entwicklungen, als der Bundesrechnungshof suggeriert.
Da dieser Kritikpunkt auch nicht weiter ausgeführt wird, kann man nicht mehr dazu sagen, als dass es inhaltlich nicht der Realität standhält.

Grundsätzlich nennt der Bundesrechnungshof bei seinen Berichten Vorschläge, wie man Probleme lösen sollte.

Europäische und nationale energiepolitische Maßnahmen sollten ebenfalls möglichst kohärent sein. Andere EU-Staaten planen, die als klimaneutral eingestufte Kernenergie künftig
verstärkt zu nutzen. Deutschland wird somit künftig möglicherweise vermehrt Atomstrom
aus anderen EU-Staaten importieren. Der deutsche Ausstieg aus der Kernenergie erscheint
im europäischen Kontext widersprüchlich

Eine der Empfehlungen sticht besonders heraus.
Wer diese Quellenliste schon länger nutzt, kennt ggf. meine Kritik an neugebauten Kernkraftwerken aufgrund ihrer fehlenden Wirtschaftlichkeit und Schwierigkeiten, pünktlich gebaut zu werden.

Komplexität des Netzausbaus zu benennen und dann ausgerechnet die Stromerzeugungsquelle zu benennen, die bekanntermaßen bei fast jedem Bau weltweit stark verzögert und von Problemen geplagt wird, erscheint besonders absurd, zumal selbst nach dem Willen einiger EU-Staaten neue Kernkraftwerke frühestens in 9-12 Jahren in Betrieb gehen werden, was für europäische Projekte noch optimistisch ist.

Deutschlands Kurs mit regenerativen Energien ist weltweit kein Sonderfall und das zeigt sich bei jeder Auswertung der letzten zwei Jahre, dass der Zubau von regenerativen Energien unaufhaltsam ist.
Selbst falls absolut mehr Kernkraft erzeugt wird, wird der Importmix aus anderen Ländern sich eher Richtung regenerativen Energien entwickeln und daher ist diese Annahme, mehr Strom aus Kernkraft zu importieren, bei aktuellen Zubauraten im ENTSO-E-Gebiet unmöglich.

Auch mit kleinen modularen Reaktoren (SMR) sieht die Bilanz aktuell nicht gut aus, wie hier spezifisch erklärt wird.

Kritikpunkte 2 betrifft das Thema Bezahlbarkeit der Stromversorgung:

Hohe Strompreise stellen ein erhebliches Risiko für den Wirtschaftsstandort Deutschland
und die Akzeptanz der Energiewende in der Bevölkerung dar.

Spezielle Kritikpunkte zur Bezahlbarkeit sind die generellen Strompreise, Investitionskosten des Ausbau der Stromnetze bis 2045 und Netzengpassmanagementkosten, welche stark ansteigen sollen.

Zur Kritik der Strompreise: Theoretisch verständlich, nur was soll die Alternative sein?

Mir ist nicht klar, ob irgendwas beim Bericht schiefgelaufen sein muss, da die Formulierung “Den Zubau der 10 GW H2-
ready-Gaskraftwerke im Zuge der KWS plant die Bundesregierung
über eine Förderung aus
dem KTF anzureizen
” etwas absurd wirkt, da dieser Bericht bereits auf das Gerichtsurteil verweist, welches den KTF effektiv als verfassungswidrig deklariert hat.
Daher ist das, selbstverständlich, nicht der Plan der Ampel-Regierung zum Zeitpunkt des Berichts.
Bei den Kritikpunkten 1 weiter oben habe ich bereits angesprochen, dass man nicht immer topaktuelle Informationen nutzen kann, nur wieso denn bitte so ein Schnitzer bei der alten Information?

An sich ist die Kritik valide, dass Deutschland teure Strompreise hat, auch wenn es weit von den teuersten in Europa entfernt ist. Nur stimmt das eben nur bei bestehenden Verträgen.

Strompreisentwicklung für Neukunden - Durchschnittlicher Strompreis bei einem Jahresverbrauch von 4.000 kWh in Cent/kWh.
STROMPREISE IN EUROPA TABELLE – ENTWICKLUNG 10 JAHRE.

Ja, das sind viele Zahlen und erschlägt einen im ersten Blick.
Nur mir geht es konkret darum, dass man heutzutage in Deutschland ohne Probleme weit günstigere Neukundenverträge abschließen kann und mit diesen durchaus im EU-Schnitt gut mithalten kann, teils sogar günstiger rauskommen kann, sofern dynamische Tarife möglich sind.

Meiner Ansicht nach wäre eine sinnvollere Kritik gewesen zu kritisieren, dass die Ampel-Regierung nicht eine großangelegte Aufklärungskampagne gestartet hat, um Leute zu überzeugen, ihren Stromanbieter zu wechseln. Denn es ist korrekt, dass nicht wenigen Leuten eine Preiserhöhung vom Stromanbieter an den Kopf geworfen wurde.
Nur wie auch schon die Verbraucherzentrale klar definiert, wechseln lohnt sich. Ersparungen von vielen Euros sind bei den meisten Menschen drin.
Traurigerweise lassen sich nicht wenige Bürger in Deutschland beim Gas- wie Stromanbieter effektiv verarschen.

Wettbewerb im Strommarkt: Lieferantenwechsel (kumuliert)

Dieser Wert steht für den Versorgerwechsel der Haushalte in Deutschland. Stand 2023 lag dieser grade mal bei 49,9% (Mehrfachwechsel werden nur einmal erfasst.), also kann man sich vorstellen, wie dieser hohe Durchschnittswert überhaupt entstehen konnte.

Außerdem kritisiert der Bundesrechnungshof, dass die Bundesregierung nicht definiert, was eine bezahlbare Stromversorgung sein soll.

Ehrlich gesagt kann ich der Kritik nicht einmal folgen.
So eine Formulierung ist so super vage und unkonkret, da man natürlich klarstellen muss, für wen oder in welcher Relation etwas bezahlbar sein soll.

Kann man natürlich machen, wäre für mich allerdings eine recht schwache Kritik.

Jetzt muss gefragt werden, was zur Hölle soll die Alternative sein?
Kernkraft wie es vorher angedeutet wurde? Welche in Frankreich, Finnland und Großbritannien zu absurd teuren Desastern werden?
Weiter auf Gas- und Kohlekraftwerke setzen?
Welche durch den ETS II zwangsläufig teurer und unbezahlbar werden?

Denn bei Kapitel 4 ist die Empfehlungsübersicht recht dünn, was nicht überraschend ist, da der Weg an regenerativen Energien nicht vorbeiführt, wenn man das selbstgesetzte Ziel des Bundesrechnungshofes erreichen soll.
Bezahlbarkeit gewährleisten, ohne massiv auf regenerativen Energien zu setzen, ist weltweit nicht sehr realistisch.
Genau diese Lektion macht grade Frankreich, bei der die staatliche ARENH-Subventionsstruktur ausläuft und jetzt nach und nach reguläre Preise ankommen.

Abschließend ist das keine überzeugende Kritik.

Zur Kritik des Netzausbaus: Nachvollziehbar zu einem Grad.

Etwas unklar bei der Kritik ist dieser Punkt:

Netzausbaukosten in Zukunft wesentlich höher als bisher

Wir sehen eine deutliche Steigerung der Netzausbaukosten, die durch ansteigende Elektrifizierung auf Deutschland zukommt. (durch die bewusste Wahl von Erdkabeln, Freiluftleitungen wären deutlich günstiger.)

Bizarr, dass der Bundesrechnungshof mit Verweis auf den Deutschlandfunk die 150 Milliarden für Verteilernetze auf 250 Milliarden erhöht.

Bei einem 18 Minuten Beitrag kann es etwas unklar sein, welcher Teil des Beitrages zu der Einschätzung geführt hat, also das Zitat von Minute 16-18:

Warum der Umbau des Stromnetzes kompliziert ist

Kurze Frage: Wieso genau wird bei Verteilernetze die Summe massiv erhöht und bei Übertragungsnetzen der Wert nicht um 63 Milliarden gesenkt, wenn man sich schon auf eine abweichende Spanne von Experten bezieht?
Klar, es wäre dennoch statt 463,7 Milliarden 500 Milliarden, nur so wirkt es natürlich noch schlimmer als es sein sollte.
Cherrypicken, das spezifische Rauspicken von Aussagen, die die eigene Aussage stützt, während man widersprechende (…innerhalb einer Minute?) Aussagen einfach ignoriert, ist schlechte Form und würde ich nicht vom Bundesrechnungshof erwarten.

Also dieser Teil der Kritik ist nicht sonderlich überzeugend.

Zur Kritik an Netzengpassmanagement: Keine Kritik. Das ist 100% korrekt.

Fangen wir mit dem Anfang an: Diese Prognose stammt von dieser Quelle.
Netzbetreiber in Deutschland sind, wie schon im Titel angedeutet, nach dem EnWG verpflichtet, jährlich eine Prognose für die kommenden fünf Jahre anzugeben.

Generell gibt es mehrere Ansätze, wie Lastverschiebung und das Verwenden von dynamischen Stromtarifen.

Auch die Netzbetreiber haben mit Redispatch 3.0 bereits konkrete Ideen vorgelegt, wie man die ganzen neuen Wärmepumpen und E-Autos netzdienlich verwenden kann, um eben die Kosten für Netzengpassmanagements zu vermeiden und minimieren.

Weitere Quelle zu dieser Frage ist Mehrwert dezentraler Flexibilität im Auftrag des Verbandes der Elektro- und Digitalindustrie (ZVEI e. V.) zeigt auch, wie diese Lastverschiebung die Kosten für Wärmepumpen um 24% oder im Falle des E-Autos um mehr als 70% senken kann.
Etwas schräg, dass weder Habecks Ministerium noch Bundesrechnungshof diesen Ansatz in ihrer Kritik oder Statements verwendet.
Wäre ein konstruktiver Kritikansatz gewesen, bei dem man mehr Tempo fordern kann, nur versucht das der Bundesrechnungshof gar nicht.

Habecks Ministerium hat bereits mehrere Ansätze umgesetzt, vom Anpassen und Zur Verfügung stellen von dynamischen Netznutzungsentgelten in überlastetenden Gebieten oder völlig überfälligen Gesetz zum flächendeckenden Verwenden von Smartmetern, was Missstände der letzten 16 Jahre nach und nach aufholt, denn während Nachbarländer wie Dänemark oder Niederlande bereits bei nahezu 100% Smartmeterquote in den Haushalten liegt, hat Deutschland grade erst angefangen.

Problematisch und valide Kritik, nur da sehe ich eben, dass die Ampel-Regierung endlich Probleme angeht und nach und nach löst.

Ein finaler Kritikpunkt, der mir beim abschließenden Statement aufgefallen ist, betrifft diesen Punkt:

Der Verweis auf Ersparnisse bei fossilen Energieträgern überzeugt ebenso wenig. Denn solange die Stromnachfrage nicht vollständig durch erneuerbare Energien gedeckt wird, bestimmen die Kosten fossiler Kraftwerke weiterhin den Börsenstrompreis.

So ist das nicht korrekt.
Kontext: Das Bundeswirtschaftsministerium argumentiert in seinem Statement, dass Ersparnisse bei fossilen Energieträgern gegenüber gestellt werden müssen, um den Stromnetzausbau zu rechtfertigen, da diese fossilen Importe nicht mehr nötig wären.
Bedeutet im Detail nach Statista, die sich auf Destatis beziehen, dass Deutschland die 67,4 Milliarden Euro an Importkosten nach und nach abschaffen kann.

Bundesrechnungshof widerum argumentiert, solange nicht vollständig der Strom durch regenerative Energien gedeckt wird, bestimmen die Kosten fossiler Kraftwerke den Börsenstrompreis.
Allerdings funktioniert die Merit-Order nicht so.

Erstens: Es gibt, dank der Preisstürze bei Windkraft und PV, heutzutage immer mehr PPA (direkte Stromverträge mit Firmen z. B.), die selbstverständlich mit der Merit Order überhaupt nichts zu tun hat und Importe weniger notwendig machen. Diese Ersparnis kann man schlecht mit der Argumentation verschwinden lassen.

Zweitens: Sofern immer mehr Firmen, wie Privatpersonen, sich teils selbst versorgen können mit einer eigenen PV-Anlage, in Form von gemeinschaftlichen Gebäudeversorgung in Mehrfamilienhäusern, in Form von Bürgerenergiegenossenschaffen oder gar, wie in Österreich, in Energy Sharing Gemeinschaften, fallen diese Nutzer teils aus dem Merit-Order-Marktsystem raus und diese zwangsläufige Einschätzung hat mit den Fakten wenig zu tun.
Die weiter oben genannten Studien zu Redispatch 3.0 oder Mehrwert dezentraler Flexibilität erklären das ja im Detail, wie enorm die Ersparnis von netzdienlicher Verwendung dieser Verbraucher sein kann in Zukunft.
Natürlich macht man sich Gedanken darüber und die Stellschrauben in Form von Gesetzen wird vorangebracht.

Drittens: Wortwörtlich BWL 101. Angebot und Nachfrage. Sofern weniger Kohle und Gas verwendet wird, sinkt die Nachfrage und wenn die Nachfrage bei gleichem Angebot sinkt, fallen Preise.
Selbst mit Verweis auf den europäischen Zertifikate-Handel (ETS II) sind die aktuellen Ausbaugeschwindigkeiten der gesamten EU so massiv im Bereich der regenerativen Energien, dass mir nicht ganz klar ist, wie man diese Prognose und Aussagen tätigen kann.

Merkwürdigerweise fehlt auch jeder Verweis auf nur eine Primärquellen, die die Position des Bundesrechnungshofes verständlich macht.

Aus meiner Sicht ein sehr bizarrer Bericht.


Fehlen Deutschland 60 Milliarden Euro für Reservekraftwerke?

Dieses Thema ist frustrierend und fasst eine zentrale Problematik der Wissenschaftskommunikation und Medienkompetenz zusammen.

Katastrophale Recherche.

Zuerst die Überschriften, die zeigen, welche Ängste bei diesem Thema geschürt wurden:

Welt Artikel Überschrift: Die nächsten 60 Milliarden fehlen – Habeck braucht Geld für Back-up-Kraftwerke [Hinweis: Die Summe ist völlig falsch.]
Deutschland braucht Reservekraftwerke – und 60 Milliarden Euro [Hinweis: Die Summe ist völlig falsch.]
Investitionen in die Stromversorgung :Reservekraftwerke kosten 60 Milliarden Euro ([Hinweis: Die Summe ist völlig falsch.])

Ob Handelsblatt, Tagesspiegel oder Springerformat Welt, überall ist zu hören, dass Deutschland 60 Milliarden Euro fehlen, um ausreichend Backup-Kraftwerke aufzubauen.

Tagesspiegel und Welt beziehen sich auf das Handelsblatt, die das widerum auf einer Analyse des Energiewirtschaftlichen Instituts der Uni Köln (EWI) bezieht.

Besonders im Energie Diskurs beziehen sich Back-Up-Kraftwerke auf Kapazitäten der Stromerzeugung, die laufen sollen, falls PV- und Windkraft wetterbedingt nicht funktionieren.

Daher redet man im deutschen Diskurs oft von Akkuspeichern für sehr kurze Zeit und Wasserstoff in Form von wasserstofffähigen Gaskraftwerken für längere Zeiten, z. B. Dunkelflauten.

In diesem Zusammenhang kann man entweder von Akkuspeichern oder Gaskraftwerken als BACK-UP-KRAFTWERKEN sprechen.

Die Analyse vom Energiewirtschaftlichen Instituts findet ihr hier.

Die notwendigen Investitionskosten für neue Anlagen könnten sich bis 2030 auf rund 123 Mrd. Euro belaufen. Es ist jedoch nicht zu erwarten, dass diese neuen Kraftwerke ihre Investitionskosten am Strommarkt refinanzieren können. Für den Zubau könnte bis 2030 eine Finanzierungslücke von knapp 60 Mrd. Euro entstehen, wobei insbesondere die Finanzierung von Gaskraftwerken in Höhe von 6 Mrd. Euro unsicher ist. Eine zusätzliche Förderung der Betriebskosten von Wasserstoffkraftwerken könnte zu Mehrkosten von rund 1 Mrd. Euro führen..])

Ironischerweise reicht für das Problem der katastrophalen Recherche oft schon die grobe Zusammenfassung auf der Downloadseite aus.

Der Fehler des Handelsblatts und anderer Seiten, die das unüberprüft abgeschrieben haben, findet sich in diesem Teil:

Für den Zubau könnte bis 2030 eine Finanzierungslücke von knapp 60 Mrd. Euro entstehen, wobei insbesondere die Finanzierung von Gaskraftwerken in Höhe von 6 Mrd. Euro unsicher ist (…)”

Finanzierung der Kraftwerkskapazitäten bis 2030

Auf Seite 17 der Analyse wird die Aussage noch deutlicher.
60 Milliarden bezieht sich auf alle Kraftwerkskapazitäten bis 2030, die möglicherweise nicht ohne Probleme am Strommarkt finanziert werden können.

Dennoch ist wichtig zu beachten, dass knapp 90% der Kosten für Windkraft oder PV anfallen und somit wenig mit Reservekraftwerken zu tun haben.

Meiner Meinung nach ist der Unterschied zwischen 6 Milliarden und 60 Milliarden bis 2030 erheblich und beeinflusst die Bewertung, ob der Staat die Kosten stemmen kann.

Leider führen solche Fehler zu Panik in der Bevölkerung, dass sie sich dumm und dämlich bezahlen müssen, damit das mit der Energiewende funktioniert.

Falls, nachvollziehbarerweise, die Sorge herrscht, was denn mit den Kapazitäten bei Windkraft und PV sein soll, die auch unsicher finanziert werden können, kann ich mit folgender Grafik mindestens bei PV beruhigen.

Preise der Module von März 2023 bis März 2024

Modulpreise bei PV stürzen weiterhin stark ab, was preissenkend bei den Investitionskosten dienen sollte.
Auch wenn das bei der Grafik so wirkt, würde ich nicht unbedingt großartig länger warten, dass die Preise noch weiter abstürzen, denn die PV-Überproduktionskrise in China ist im vollen Gange.

China hat über die letzten zwei Jahre ihre Kapazitäten viel zu stark angezogen, sodass aktuell der PV-Markt dort verändert wird.
Würde nicht erwarten, dass dieser Preissturz so weitergeht.

Trotzdem zeigt sich allein der stärkere Trend zu förderfreien Solarparks , dass die Investitionskosten der Analyse ggf. zu hoch angesetzt sind.

Zusätzlich fallen auch die Preise für Akkuspeicher immer aggressiver, wie man seit einer Weile bereits sehen kann:

Akkukosten nach Bestandteilen 2022 und 2023 im direkten Vergleich
Akkukosten 2013 bis 2023

Außerdem sieht man in China bereits, wie hart der Kampf um günstigere Akkupreise gekämpft wird.
Schätzungen gehen davon aus, dass die LFP-Akkupreise in China von 70$/kWh auf 36$/kWh fallen werden.
Da Akkus bei E-Autos gerne 30-40% des Preises ausmachen, kann man sich auf deutlich günstigere Preise freuen. Betrifft dann auch Großprojekte und Heimspeicher.

Daher sehe ich die Sorge, ehrlich gesagt, gar nicht so groß, dass man so eine große Menge an Back-Up-Reserven brauchen wird, falls Hybridprojekte immer lukrativer werden und damit die Belastung des Stromnetzes verringert wird.

Gibt selbstverständlich genug Herausforderungen für die Energiewende, nur sollten wir uns auch auf die echten konzentrieren und nicht mit falsch zitierten Artikeln Panik schüren.

An dieser Stelle eine Erinnerung, dass die Autoren der EWI-Analyse nicht kritisiert werden von mir. Fehlerhafte Zitate, sofern der Originaltext diese nicht hergeben, sind natürlich nicht die Schuld der Wissenschaftler.
Sollte selbstverständlich sein, möchte das im Text allerdings einmal klarstellen.

Abschließend: Optimistisch bleiben und konstruktiv kritisieren.
Wir schaffen das.


2023 - Ein Rückblick

2023 war in vielerlei Hinsicht ein spannendes Jahr.
Wie bereits 2022 gab es die Befürchtung vor den flächendeckenden Stromausfällen (Blackouts), deren Risiko laut deutscher Netzbetreiber für Winter 23/24 nicht sonderlich hoch waren.

Strompreisentwicklung für Neukunden - Durchschnittlicher Strompreis bei einem Jahresverbrauch von 4.000 kWh in Cent/kWh

Natürlich gab es Bedenken, dass die Strompreise auch im Jahr 2023 absurd hoch bleiben würden, aber das hat sich als falsch erwiesen.
Durch den Wegfall der EEG-Umlage im Jahr 2022, die immerhin 6,5 Cent der Abgabenbelastung des Strompreises ausmachte, und zurückgehende Beschaffungskosten gab es zum Ende des Jahres 2023 wieder Lichtblicke. Die Preise haben bereits das Niveau von 2021 erreicht und liegen laut Verivox auch bei Neukundenpreisen mit Referenz auf die historischen Daten von BDEW bei einem ~2015-2016 Level.
Deutlich bessere Ergebnisse, als ich mit Blick auf all diese Krisen erwartet habe.

Öffentliche Nettostromerzeugung und Absolute Änderung der öffentlichen Nettostromerzeugung

Wie man großartig sehen kann, gab es dieses Jahr wesentlich mehr Strom aus Windenergie, minimal weniger Strom aus PV und nahezu kein Strom aus Kernkraft und viel weniger aus Braun- wie Steinkohle.
Nach 2020 ist 2023 also das zweite Jahr, in der Windkraft mehr Strom erzeugt als Kohlekraft.
Dieser Trend wird sich fortführen bei den geplanten Zubauraten.

Im Jahr 2023 gab es bei PV 1,4 TWh mehr Eigenverbrauch (6,4 TWh) gegenüber 2022 (5 TWh).
Dieser Eigenverbrauch wird in der Nettostromerzeugung nicht erfasst, also müsste man genauer sagen, dass die PV-Erzeugung minimal im Plus ist mit 0,6 TWh. Macht allerdings auch keinen Braten fett.

Basierend an Storys wie dieser aus NRW von Anfang Januar 24, bei der selbst energieintensive Unternehmen sich mit gewaltigen 9,22 MWp nach eigener Aussage selbst versorgen können dank eines großen Akkus gehe ich stark davon aus, dass der Trend der Eigenversorgung bei vielen Konzernen fortgeführt wird.
Modulpreise sind im freien Fall und sobald die Lager in Europa geleert sind und diese neuen günstigeren Preise von Großkunden aufgekauft werden, gibt das erneut viel Optismus für die Zukunft.

Bruttostromerzeugung aus Braun- und Steinkohle

Die Kohleverstromung hat das Niveau von 1959 erreicht. Dies ist kein Tippfehler.
Mit 21,9% Volllaststunden für Steinkohle (im Vergleich zu 34,7% im Jahr 2022) und 49,7% Volllaststunden für Braunkohle (im Vergleich zu 66,2% im Jahr 2022) neigt sich das Zeitalter der Kohleverstromung endlich seinem Ende zu.
Wir gehen bei den aktuellen Werten zurück in eine Zeit, in der Fidel Castro die Kubanische Revolution erst durchgesetzt hat. Absurd.

Last (Stromverbrauch + Netzverluste) - Jahr 2015 bis 2023

Eine der Entwicklungen, die nicht positiv zu sehen ist, dürfte die Entwicklung der Last sein.
Mit 456,8 TWh 2023 vs. 482,6 TWh 2022 sieht man einen ziemlich deutlichen 5,35% Abfall.
Nach AG Energiebilanzen e.V. hört man ebenfalls, dass dieser Rückgang der Stromerzeugung oder im Fall von AG Energiebilanzen des Primärenergieverbrauches ebenfalls auf zurückgehende wirtschaftliche Leistung in Deutschland zu führen sei.
Sowas ist selbstredend kein guter Grund, denn natürlich können die 17,3 TWh Mehrerzeugung aus Windkraft die massiven Rückgänge bei Kernkraft und Kohle allein aktuell nicht auffangen und die Energiekrise aus 2022, die sich auch im Jahr 2023 noch zeigte, tut der deutschen energieintensiven Industrie nicht gut.
2024 erwartet man keinen Angebotsschock (z. B. Ausstieg aus der Kernkraft in Deutschland 2023 oder Kernkraftkrise in Frankreich 2022) und bei zunehmenden Ausbaugeschwindigkeiten in der ganzen EU sieht die Zukunft deutlich günstiger und rosiger aus.

Stromimport und –export, geplanter (terminierter) Stomhandel

Ja, es ist korrekt. Deutschland wurde dieses Jahr zum ersten Mal in 20 Jahren zum Nettoimporteur an Strom.
Wie man deutlich an den Zahlen sehen kann, summiert sich die Summe an Importüberschussen aus:

  • Dänemark 10,7 TWh
  • Norwegen 4,6 TWh
  • Schweden 2,9 TWh
  • Niederlande 2,1 TWh
  • Schweiz 1,0 TWh
  • Frankreich 0,4 TWh

Hier folgt eine bildliche Übersicht, wie diese Länder 2023 ihren Strom erzeugen.
Wie immer sind sämtliche Bilder anklickbar und führen zur Quelle der Daten.

Öffentliche Nettostromerzeugung in Dänemark 2023
Öffentliche Nettostromerzeugung in Norwegen 2023
Stromimport und –export, geplanter (terminierter) Stomhandel
Netherlands electricity generation by source. Hinweis: Anscheinend hat Energy-Charts Schwierigkeiten mit der Datenerhebung, daher diese etwas unbeholfene Übersicht der Stromerzeugung.
Öffentliche Nettostromerzeugung in der Schweiz 2023
Öffentliche Nettostromerzeugung in Frankreich 2023

Zusammengefasst: Wenn es um die CO2-Belastung geht, waren die Importe auf jeden Fall kein Schaden und wie man mehr als nur deutlich erkennen kann, bestand ein Großteil dieser Importe nicht aus Kernkraft, sondern eher aus regenerativen Energien.
Es war einfach günstiger, aus dem ENTSO-E Verbundsnetz zu importieren, als die eigenen Kohle- oder Gaskraftwerke zu verwenden.
2023 war der Zubau regenerativen Energien nicht ausreichend, um die wegfallenden Kernkraftwerke vollständig zu kompensieren, daher gab es in Kombination mit günstigen Preisen und immer teureren CO2-Zertifikaten eine höhere Menge importierten Stromes.

Grenzüberschreitender Stromhandel im Jahr 2023 - In TWh, positive Werte (grün) bedeuten Exporte, negative Werte (rot) bedeuten Importe

Hier habt ihr einen Überblick, wie es im Rest von Europa aussieht.
Zusätzlich würde ich betonen, dass es wichtig ist, zu bedenken, wie groß der Anteil von importierten Strom an der eigenen Stromversorgung ist.

Beispiele (gerundet):
Italien mit 51,7 TWh oder 23,33%.
Portugal mit 39,4 TWh oder 25,13%
Großbritannien mit 313 TWh oder 7,86%

Meine Aussage soll sein, dass 11,7 TWh oder 2,68% als Import kein Genickbruch ist.
Beim besten Willen nicht ideal, nur spätestens Ende 2024 werden wir sehen, dass dieser Zustand behoben ist.

Jährliche Außenhandelsstatistik elektrischer Strom in 2023 - Einfuhr bei 95,5 Euro/MWh und Ausfuhr bei 101,1 Euro/MWh

Die Kosten für Einfuhr (Import) beträgt 95,5 Euro/MWh und 101,1 Euro/MWh für die Ausfuhr (Export).
Auch 2023 ist es weiterhin ein Märchen, dass Deutschland den gesamten Strom billig verscherbelt und teuer einkauft.
Was korrekt ist, dass es mit 301 mehr Minusstunden als vorher gibt.
Ebenfalls ist korrekt, dass es einzelne Tage gibt, bei denen die Strompreise gewaltig ins Minus gehen.
Dennoch sind Berichte, dass z. B. am 02.07.2023 Deutschland andere Länder gewaltig bezahlen musste, um den Strom loszuwerden ein wenig bizarr, da an diesen Tag u. A. Dänemark und Niederlande mit noch absurderen Preisen auftraten.
Wie man am Link sehen kann, war auch der Lieblingsnachbar Frankreich zu der Zeit (minimal) im Minus, wie auch Schweiz, Österreich, Belgien und wie vorher gesagt, Dänemark und Niederlande.

Diese Werte sollte Deutschland selbstredend gelöst bekommen, also den Strom im eigenen Land in Akkuspeichern oder z. B. für die eigene Wasserstoffproduktion aufwenden.

Wenn der Spotmarktpreis im Jahr 2023 für die Dauer von mindestens vier aufeinanderfolgenden Stunden, in den Jahren 2024 und 2025 für die Dauer von mindestens drei aufeinanderfolgenden Stunden, im Jahr 2026 für die Dauer von mindestens zwei aufeinanderfolgenden Stunden und ab dem Jahr 2027 für die Dauer von mindestens einer Stunde negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert für den gesamten Zeitraum, in dem der Spotmarktpreis ohne Unterbrechung negativ ist, auf null.

Zusätzlich hat Habecks Ministerium im EEG 2023 die Regelung für die Verringerung der Vergütung so angepasst, dass ab 2024 und 2025 keine Vergütung mehr auftritt, falls die Spotmarktpreise drei Stunden lang im Minus sind.
Ab 2027 wäre die Spitze erreicht und jede Minusstunde würde keine Vergütung mehr erhalten.
Mit dieser Änderung schafft man weitere Anreize für Projekte von Wind- und PV-Parks, diese Parks mit größeren Akkuspeichern zu versehen, die sehr günstigeren Strom einspeichern, um diesen zu späteren Zeiten mit höheren Preisen zu verkaufen.

Jährlicher Zubau an installierter Solarleistung - Istwerte von 2002 bis 2023 und Planung bis 2025

Der jährliche Zubau von Photovoltaik kann sich sehen lassen.
Mit dem Zubau im Jahr 2023, der sogar höher als das Ziel für 2024 ist, kann man sich wirklich nicht beschweren.
Man kann die Daumen drücken, dass der Zubau diese Geschwindigkeit beibehält und mit entsprechenden zusätzlichen Entbürokratisierungsgesetzen weiter beschleunigt wird. Wäre für Deutschland ein großer Mehrwert.

Jährlicher Zubau an installierter Leistung von Wind Onshore - Istwerte von 2002 bis 2023 und Planung bis 2025

Gut, sieht man recht deutlich, dass bei Windkraft das Bild nicht so gut aussieht wie bei Photovoltaik.
Natürlich ist es dennoch mehr als im Jahr 2022, nur das ist keine Kunst und auch nicht die Menge, die man für die Energiewende benötigt.
Einige der Entbürokratisierungsgesetze greifen erst ab 1.1.2024, also sollte man ab diesem Jahr auch einiges an Mehrzubau sehen. Das wird sich bis Ende des Jahres zeigen.


Wird ab 2024 in Deutschland der Strom gedrosselt?

Jedes Jahr finden sich neue abenteuerliche Geschichten über den Zustand der deutschen Stromversorgung.
Der “heiße Winter” 2023 ist diesmal:

Bild redet von Strom Drosseln

Um eine Sache direkt klarzustellen:
Der normale Haushaltsstrom ist in keiner Form betroffen.

In dieser Geschichte geht es um eine Änderung, die ab 01. Januar 2024 in Kraft tritt.
Bisher gab es das Problem, dass in einzelnen Regionen Firmen wie Privatpersonen Wärmepumpen oder Wallboxen nicht angeschlossen werden, da einer der 890 Netzbetreiber vor lokaler Überlastung warnt.
Genau dieses Problem soll mit einer neuen Regelung gelöst werden.

Konkret dürfen steuerbare Verbrauchseinrichtungen, das sind (private) Ladesäulen/Wallboxen, Wärmepumpen unter Einbeziehungen von Notheizvorrichtungen, Klimaanlagen und Stromspeicher vom Netzbetreiber temporär gedrosselt werden, wenn das regionale Verteilnetz überlastet ist.
Hier geht es also nicht um die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsnetze, falls sehr viel Windenergie im Norden verfügbar ist und die Leitungen im Süden nicht ausreichend dimensioniert sind, sondern regionale Limitationen.
Die gedrosselte Leistung beträgt 4,2 Kilowatt (kW), womit als Mindestleistung Wärmepumpen weiterbetrieben werden können und E-Autos in der Regel 50 KM alle zwei Stunden nachladen können.

Zur Erinnerung für E-Auto-Fahrer: Das gilt ausschließlich für private Ladesäulen/Wallboxen, wie hier klargestellt wird.

eine steuerbare Verbrauchseinrichtung - ein Ladepunkt für Elektromobile, der kein öffentlich zugänglicher Ladepunkt im
Sinne des § 2 Nr. 5 der Ladesäulenverordnung (LSV) ist

Also selbst falls es passieren sollte, dass man in der Region des Verteilnetzes temporär gedrosselt wird, kann man bei öffentlichen Ladesäulen in der eigenen Umgebung weiterhin ohne Einschränkung aufladen.

Für bereits bestehende Anlagen mit speziellen Wärmepumpentarifen (Netzbetreiber können jetzt schon eingreifen, dafür kriegst du Rabatte bei den Netzentgelten, deshalb sind diese Tarife auch gerne 15-20% günstiger) gibt es Übergangsfristen bis zum 31.12.2028.

Falls ihr bei bestehenden Anlagen keinerlei spezielle Verträge oder Regelungen mit euren Netzbetreibern habt, seid ihr permanent ausgenommen. Außer ihr wechselt freiwillig in diese Tarife/Regelungen. Das soll auch noch kommen und ist aus meiner Sicht ratsam.

Ebenso sind Nachtspeicherheizungen grundsätzlich von diesen neuen Regelungen ausgenommen.

Also lauten die Verbesserungen bzw. Vorteile:

  • Eine Garantie, dass man seine eigene Wärmepumpe, Speicher, Klimaanlage (Luft-Luft-Wärmepumpe) oder Wärmepumpe anschließen kann.
  • Massive Einsparungen für Kunden, die betroffen sind.
Strom: Aufteilung des Einzelhandelspreisniveaus für Haushaltskunden für das Abnahmeband ab einschließlich 2.500 bis 5.000 kWh pro Jahr zum 1. April 2023 (über alle Vertragskategorien mengengewichteter Mittelwert, Band III, Eurostat: DC) in Prozent

Bevor wir über die Rabatte sprechen, eine Übersicht, wie sich der Strompreis zusammensetzt nach dem Monitoringbericht 2023

Die Bundesnetzagentur stellt sich drei verschiedene Module vor.

Pauschale Netzentgeltreduzierung - Modul 1- 80 Euro Brutto + Stabilitätsprämie (Arbeitspreis für die Entnahme bei 3750 kWh pro Jahr und einem Stabilitätsfaktor)

Modul 1 stellt sich eine jährlich eine Reduzierung von 80 Euro (brutto) zuzüglich einer netzbetreiberindividuellen Stabilitätsprämie vor.
Zusätzlich sollte es klar sein, dass die Reduzierung nicht dazu führt, dass man negative Netzentgelte erreicht, also niedriger als 0 Euro im Jahr kann der Preis nicht fallen.
Laut der Bundesnetzagentur soll der Rabatt am Ende zwischen 110-190 Euro im Jahr betragen.
Da wir tatsächlich von einem Netzentgeltrabatt von 50-95% sprechen (falls man ca. 2500-3000 kWh Verbrauch von E-Autos ausgeht), ist das bereits ein sehr guter Deal.

Im Gegenzug für die Steuerbarkeit gewähren die Netzbetreiber eine durchschnittliche Reduzierung des Netznutzungsentgeltes von ca. 57 Prozent, was einer durchschnittlichen absoluten Reduzierung von 3,84 ct/kWh entspricht. Die Höhe der möglichen Vergünstigung ist nicht regulatorisch vorgegeben, sodass eine hohe Bandbreite zwischen den Netzbetreibern zu beobachten ist. Der höchste Rabatt beträgt ca. 85 Prozent des Netznutzungsentgeltes, der niedrigste hingegen nur 3 Prozent.

Als Vergleich die Situation davor.
Es gab eine Spanne zwischen 3% bis 85% (!) Rabatt der Netznutzungsentgelte.
Zusammenfassend kann man sagen, Modul 1 ist eine deutlich bessere Lösung mit klareren Vorteilen für uns Stromkunden.

Das zweite durch die Kunden wählbare Modul beinhaltet eine prozentuale Reduzierung des Arbeitspreises (Netzentgelte) um 60 Prozent. Technische Voraussetzung hierfür ist eine separate Marktlokation für die Abrechnung des Verbrauchs der steuerbaren Verbrauchseinrichtung. Diese Variante lässt sich mit der Umlagebefreiung für Wärmestrom kombinieren (KWK- und Offshore-Umlage, Umlagebefreiung nach EnFG) und dürfte sich in vielen Fällen besonders für Wärmepumpen eignen.)

In erster Linie nutzt Modul 2 eine prozentuale Arbeitspreisreduzierung als Alternative zum Ansatz in Modul 1, welche die Netzentgelte senken möchte.
Gedacht ist bundeseinheitlich 40% des Arbeitspreis, wenn dieses Modul gewählt wird.
Dieses Konzept gab es bereits vorher über § 14a Netzorientierte Steuerung von steuerbaren Verbrauchseinrichtungen und steuerbaren Netzanschlüssen; Festlegungskompetenzen des Energiewirtschaftsgesetz.

Nur wird mit diesem Modul ein gemeinsamer Standard geschaffen, der deutlich transparenter und einfacher verständlich umgesetzt wird.

Laut Bundesnetzagentur ist ein weiterer Vorteil, dass diese Variante mit der Umlagebefreiung für Wärmestrom kombiniert werden kann, was sich auf die KWK- und Offshore-Umlage, Umlagebefreiung nach EnFG bezieht.
Das war 2022 Thema und ist zum 01.01.2023 in Kraft getreten.
Mit dieser Variante werden Wärmepumpen immer attraktiver, da die Abgabenbelastung durch Netzentgelte, wie auch (andere) Abgaben drastisch sinken.

Folgend dazu kommt noch ein weiteres Modul ab 2025.

Nach der Festlegung der Bundesnetzagentur muss der Netzbetreiber ab April 2025 dem Verbraucher ein zeitvariables Netzentgelt in Verbindung mit dem pauschalen Rabatt optional anbieten. Vorgesehen sind mehrere Zeitfenster mit drei Preisstufen der örtlich geltenden Netzentgelte [Hochtarif (HT)/Niedertarif (NT)/Standardtarif (ST)]. Die Zeitfenster und Preisstufen werden kalenderjährlich festgelegt, gelten für das gesamte Netzgebiet und müssen in mindestens zwei Quartalen eines Jahres abgerechnet werden.)

Ab dem 01.04.2025 müssen Netzbetreiber dieses zeitvariables Netzentgelt bzw. Modul 3 als Option anbieten.
Zusätzlich gibt es diese Lösung nur in Kombination mit Modul 1 und mit Smart Meter.
Ohne intelligente Stromzähler (bzw. Smart Meter)

Es gibt drei Tarifstufen:

  • Standardtarif (ST)
  • Hochtarif (HT)
  • Niedertarif (NT)

Jährlich sollen diese Tarifstufen definiert werden und ab 15.10.2024 transparent ausgewiesen werden.

Durch so ein Konzept kann man, ähnlich wie Stromgedacht, Menschen sensibilisieren und gleichzeitig einen wirtschaftlich eindeutigen Vorteil schaffen, sodass mehr Menschen von einer Energiewende profitieren können.

Für Nutzer von E-Autos, Wärmepumpen und/oder Akkuspeichern werden so weitere Anreize geschaffen und das ist gut.

Falls ihr darauf Einfluss habt, besorgt euch bitte einen Smart-Meter.
Deutschlands Tiefschlaf dank GroKo (CDU+SPD) hat dafür gesorgt, dass konkret bei den Gesprächen der Bundesnetzagentur mit den Verteilnetzbetreibern klar dargestellt wurde, dass in vielen Gebieten ein Mangel an Informationen herrscht, welche andere Länder wie Dänemark, Schweden, Spanien, Italien, Norwegen aufgrund des hohen Anteils an Smart-Metern im Bestand einfach nicht haben.

Der offizielle Rollout hat dank Habecks Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende zwar endlich begonnen, nur gibt es im Energiemonitoring 2023 Bericht ein eher düsteres Zeichen.

Strom: Eingesetzte Technologien bei Zählern/ Messeinrichtungen sowie Messsystemen im SLP-Kundenbereich

Endlich geht es mit den Smart-Metern voran, nur ist der Startpunkt sehr düster.
Die Pläne für Smart-Metern sehen vor, dass zum 31.12.2025 20% der Verbraucher (bis 100.000 kWh) einen Smart-Meter haben.
Fragt bei euren Netzbetreiber nach. Ihr könnt nur zu 100% scheitern, falls ihr es erst gar nicht probiert.

Falls ihr euch Sorgen um die Kosten macht, dank Habecks neuen Gesetz wurden die Kosten auf 20 Euro pro Jahr maximal gedeckelt.
Wenn ihr euch Modul 1 noch einmal anschaut in Kombination mit den Kosten für Netzentgelte und Modul 3 könnt ihr euch vorstellen, dass das Potential zum Einsparen weit größer ist.

Ihr werdet es nicht bereuen.

Fassen wir die grundsätzlichen Punkte nochmal zusammen:

Nein. Hausstrom ist nicht betroffen.
Nein. Netzbetreiber können euch höchstens für zwei Stunden täglich und nicht permanent drosseln.
Nein. Deutschlands Stromnetz bricht nicht zusammen durch die Regelungen, sondern wird eher noch stabilisiert.
Nein. Diese Regelungen sind tatsächlich eine gewaltige Verbesserung, denn jetzt kann euch der Netzbetreiber nicht mehr abhalten, eure Wallbox oder Wärmepumpe zu installieren.
Ja. E-Auto-Fahrer können auch trotz der Drosselung an öffentlichen Ladesäulen ungedrosselt schnell laden. Die Drosselung gilt nur für private Ladesäulen/Wallboxen.
Ja. Ihr erhaltet eine sehr großzügige Entschädigung, falls ihr gedrosselt werdet, die mindestens 100 Euro pro Jahr betragen würde.
Ja. Holt euch bitte intelligente Stromzähler (Smart Meter). Grade in Hinblick auf 2025 wird das sehr lukrativ, falls ihr darauf Einfluss haben könnt.


Hat Deutschland die teuersten Strompreise?

“Deutschland hat die teuersten Strompreise weltweit!” ist eine Aussage, die man sehr häufig hört.
Praktischerweise hat die EU eine regelmäßig aktualisierte Ansicht über die Strompreise der EU-27 Mitgliedsstaaten.

Es gibt einmal die Übersicht für Privathaushalte und einmal für Industrie.

Zuerst die Privathaushalte:

Electricity prices for household consumers, first half 2024

Hier sieht man den Preisvergleich für Kunden mit einem Verbrauch zwischen 2500 KWh bis 5000 KWh.
Da spielen die unglaublich teuren Stromtarife im Bestand eine Rolle, denn über 20 Millionen Haushalte in Deutschland haben in 19 Jahren noch nie ihren Stromanbieter gewechselt.

Macht das. Für die Anleitung einfach diesem Link folgen.

Wettbewerb im Strommarkt: Lieferantenwechsel (kumuliert)

Ja, Strom ist in Deutschland aktuell noch teuer. Das wird keiner anzweifeln. Dennoch sollte man Abstand davon halten, dass Deutschland die weltweit teuersten Strompreise hat.
Denn wenn der Strom in Deutschland grundsätzlich so teuer ist, dann müsste man das an den Großhandelspreisen sehen:

Prices decreased by up to 65%

Wie man bei ACER sehen kann, passt diese Aussage nicht.
Denn viele Länder bezahlen bestimmte Abgaben, die z. B. in Deutschland direkt über den Strompreis abgerechnet werden, aus dem eigenen Haushalt und verzerren das Bild.

Oder als ein Beispiel Frankreich.
Das Land wird oft genannt, dass es signifikant günstigeren Strom hat, auch für Privathaushalte.

Grille Tarifaire Tarif Bleu réglementé / Base

Puissance steht für Anschlussleistung, da man in Frankreich je nach Wohnfläche deutlich teurere Grundpreise hat.
Deutschland hat normalerweise keine Variation für private Haushalte im Grundpreis.
9 kVA mit 15,79 Euro Grundpreis findet man häufig bei einer Wohnfläche von 80-100 qm².
12 kVA mit 19,04 Euro für die mit mehr als 100 qm².
Ab 15 kVA mit 22,07 Euro Grundpreis über 160 qm².
Da bringt es, je nach Verbrauch, nicht sonderlich viel, dass der Arbeitspreis minimal günstiger (im direkten Vergleich zu Neukundenpreisen) ist, sofern dann der höhere Grundpreis die Ersparnis auffrisst.

Deshalb sind solche Aussagen des weltweit teuersten Strompreise unseriös und einfach falsch.

Sinkende Kosten bei Steuern und Umlagen

Seit 2023 beträgt die EEG-Umlage 0 Cent.
Sobald sich die Beschaffungskosten für Strom wieder normalisiert haben über die kommenden 12-18 Monate bei den Langzeitverträgen der Stromanbieter, ist es realistisch, dass der Strom 2024-2025 ein gutes Stück günstiger sein wird als ihr das zu den Zeiten von 2019 gesehen habt.

Anschließend die Industriepreise:

Electricity prices for non-household consumers, erstes Halbjahr 2023

Im Falle der Industriepreise, mit Referenzverbrauch von 500 MWh bis 2000 MWh, befindet sich Deutschland auf Platz 3.
Ja, dennoch sind die Kosten in dieser Zeiteinheit beim besten Willen nicht ideal, daher gibt es für die Ampel weiterhin viel zu tun.
Aus meiner Sicht muss es so einfach wie möglich sein, solche Konzepte wie dieses zu kopieren und für so viele Industriezweige wie möglich umzusetzen.
Da gibt es allein aus bürokratischer Sicht noch genug zu tun, auch wenn die Ampel für die Energiewende bereits einiges umgesetzt hat, wie in diesem Kapitel weiter unten gezeigt wird.

Zusammengefasst: Nein, Deutschland hat nicht die weltweit teuersten Strompreise.
Vor allem, wenn man dazu noch beachtet, wie unterschiedlich das Medianeinkommen in der EU27 ist, sollte klar sein, dass DE unmöglich die teuersten Strompreise haben kann.


Ist Deutschland bei Energiethemen ein Geisterfahrer?

Aktuell hört man im Diskurs häufig, dass der Fokus auf regenerative Energien eine Eigenheit von Deutschland sei. Ohne China, ohne USA und ohne den Rest der Welt ist der Weg von Deutschland ein Irrweg.

Anteil des weltweiten Zubaus an Stromkapazitäten nach Erzeugungsart von 2007 bis 2023.

Sobald es um Fakten geht, stellt man schnell fest, dass im Gegensatz zur gängigen Rhetorik von AfD und CDU tatsächlich die gesamte Welt sehr radikal umstellt und regenerative Energien zubauen.
Selbst falls man detailliert in die Entwicklungen größerer Nationen schaut.

Visualisierung der Stromerzeugung seit 1949 bis 2023. Regenerative Energien haben 2021 Kernkraft und 2022 Kohle überholt. Gas leider am Wachsen. Kohle stark am Sinken.

In den USA findet man ebenfalls einen sehr deutlichen Trend. Wie hier gezeigt haben Kernkraftprojekte in den USA Schwierigkeiten. Insbesondere die, für Kernkraftfreunde, aufregenden kleinen modularen Kernkraftanlagen bestehen bisher noch aus Träumen und Wünschen und scheitern in der Realität zuverlässig.
Auch in anderen Nationen wird also eher auf regenerative Energien gesetzt.
Kein Alleingang von Deutschland.

Installierte weltweite Kapazitäten wachsen um 64% von 2022 bis 2023 und steigern sich bis 2030 ebenfalls. Vorherige Schätzungen wurden übertroffen, Größter Markt ist China mit 240 GWp Zubau in einem Jahr.
China machte im ersten Halbjahr 2023 91% des Zubaus von Windkraft aus. Weltweit.

Auch in China explodieren die Zubauten an regenerativen Energien.
91% des weltweiten Zubaus in der ersten Halbjahreshälfte 2023.
Also nein, auf gar keinen Fall kann man behaupten, dass nur Deutschland viel macht.
Überraschenderweise ist eher das Gegenteil der Fall.
Es sollte bei der aktuellen Diskussion darum gehen, so schnell wie möglich die Missstände der letzten zehn Jahre aufzuholen und nicht zurückzufallen.

Dann das finale populäre Argument.

”Alle um Deutschland bauen Kernkraftanlagen ohne Ende. Das ist pur deutsche Ideologie.”

Baustarts von AKW seit 1995 bis 1 Juli 2024. Es gab seit 2007 in Frankreich keinen Baustart. Seit 17 Jahren.

Also. Wenn seit 2007 kein einziger Baustart von AKW in der EU27 (also um Deutschland herum) stattgefunden hat, ist diese These etwas schwer vermittelbar. Im Diskurs fällt deutlich auf, dass gerne von Projekten gesprochen wird, die irgendwann beginnen sollen.
Wie man im Kernkraftkapitel genau nachlesen kann, dauern neue Kernkraftanlagen sehr lange, gerne 9+ Jahre für neue KKW oder 6-9 Jahre für neue Blöcke bei bestehenden Anlagen. Das sind nur die Bauzeiten, nicht die vorbereitete Zeit davor.

Globaler Anteil an Stromerzeugung von 1970 bis 2022. ca. 2011 wird Öl von regenerativen Energien ohne Wasserkraft, ca. 2020 wird Kernkraft überholt (wobei das im Konflikt mit IEA-Daten sind, das muss 2021 sein.) und 2023 wird Wasserkraft allein überholt. EE ist sehr stark am Steigen.

Folgend kann man sich denken, dass bei der Geschwindigkeit des Zubaus von regenerativen Energien die Rolle von Kernkraft immer weiter sinken wird.
Selbst falls überraschenderweise jedes Land auf dem Planeten spontan entscheidet im großen Stil in Kernkraft reinzuinvestieren, was bei den VALCOE-Kostenprognosen (Gestehungskosten, der den Kapazitätsfaktor berücksichtigt) der IEA eher absurd wirkt, spricht die Zeit dagegen.
Kosten von PV- und Windkraftprojekten sind eben deutlich niedriger.
Sonst würde die gesamte Welt nicht soviel zubauen.


Wie sieht die momentane Nettostromentwicklung seit 2002 aus?

Öffentliche Nettostromerzeugung aus regenerativen und fossilen Quellen Jahr 2002 bis 2023

Dieses Bild findet man auf Seite 17 und zeigt, wie viel bereits, trotz massiver Ausbremsung seit 2012 von CDU/FDP, erreicht wurde und dass das Ziel nicht unmöglich ist.

Nettostromerzeugung aus Kraftwerken zur öffentlichen Stromversorgung

Die Grafik zeigt die Nettostromerzeugung aus Kraftwerken zur öffentlichen Stromversorgung. Das ist der Strommix, der tatsächlich aus der Steckdose kommt.
Die Erzeugung aus Kraftwerken von „Betrieben im verarbeitenden Gewerbe sowie im Bergbau und in der Gewinnung von Steinen und Erden“, d.h. die industrielle Erzeugung für den Eigenverbrauch, ist bei dieser Darstellung nicht berücksichtigt.

Diese Bilder nutzen das 1 Halbjahr 2024 zur Übersicht. Seite 6 des Links.
Beim Anklicken solltet ihr automatisch zur entsprechenden Seite gebracht werden.


Wo kann ich herausfinden, wie viel Strom grade produziert wird?

Die genauen Übersichten, wie viel Strom erzeugt wird, auf die Woche/Monat genau

Energy-Charts ist eine hervorragende Webseite, die eine umfassende Übersicht über die Energieversorgung verschiedener Länder bietet. Wärmstens zu empfehlen.


Wie viel Strom importiert bzw. exportiert Deutschland?

Deutschland ist grundsätzlich eine Nettoexportnation, was bedeutet, dass mehr Strom exportiert als importiert wird.
Außerdem muss man daran denken, dass es nichts Schlimmes ist, wenn Strom importiert wird. Das ist beabsichtigt im europäischen Verbundnetz ENTSO-E und völlig normal.

Monatliche Übersicht Importe und Exporte auf Seite 55

Wie man sieht, hat Deutschland grade im Winter einen gewaltigen Stromüberschuss.
Das lässt sich damit begründen, dass Wind mehr Volllaststunden hat als Solar (da Wind auch nachts gerne mal weht, hingegen Solar nachts eher weniger funktioniert)
2023 hat Deutschland zum ersten Mal in 20 Jahren mehr importieren als exportieren müssen.
Strom ist nach der Energiekrise 2022 deutlich günstiger geworden und auch das Importieren aus Nachbarländern ist günstiger geworden.
Durch den aggressiven Zubau von regenerativen Energien ist es durchaus realistisch, dass DE auch bis 2024 deutlicher Nettoimporteur ist. Nicht, weil die Kapazitäten fehlen, denn Deutschland kann sich zu 100% selbst versorgen, selbst in Dunkelflauten, nur ist es günstiger, den Stromhandel zu nutzen.

Nun gibt es mehr Daten zum Stromaustauschsaldo:

Stromaustauschsaldo über die Jahre 2002-2023

Wenn euch Leute erzählen wollen, dass Deutschland ein Stromproblem und ohne Kernkraft zerbricht, dann wird euch Nonsens erzählt.
Basierend darauf, dass Deutschland auch Januar 2024 noch nicht zerbrochen ist und auch keinerlei flächendeckende Blackouts stattgefunden haben, dürfte sich diese Annahme bestätigt haben.
Deutschland kann auch gut ohne Kernkraft überstehen und wie die Internationale Energieagentur bereits wiederholt festgestellt hat (Ja, das beinhaltet auch die Berücksichtigung des Kapazitätsfaktors, daher auch der VALCOE-Wert), ist Kernkraft die teurere Stromversorgung in der EU.

Durchschnittliche Strom-Unterbrechungsdauer pro Kunde in Minuten

Denn wie die letzten 13 Jahre immer wieder festgestellt werden konnte: Trotz zunehmenden Anteiles von regenerativen Energien im Strommix ist die Stabilität des Stromnetzes nicht automatisch in Gefahr, sondern kann dennoch eines der Zuverlässigsten der ganzen Welt sein. Dies zeigt das Forum Netztechnik/Netzbetrieb im VDE in der „durchschnittlichen Strom-Unterbrechungsdauer pro Kunde“ – Übersicht.

UNTERBRECHUNGEN DER STROMVERSORGUNG IN DEUTSCHLAND UND ANTEIL REGENERATIVEN ENERGIEN 2006 - 2022

Zur Erinnerung: 2022 hat sich die Menge an Strom aus Kernkraft halbiert und Deutschland exportiert mehr Strom als 2020 oder 2021.

Wohin geht oder kommt der Strom Seite 56?

Deutschland bezieht einen Großteil des importierten Stroms aus Dänemark, Norwegen, Schweden und begrenzt Polen/Niederlande.
Also auch der übliche Spruch “Deutschland holt sich dreckigen Strom aus Polen oder ““teuren”“ Strom aus Frankreich” ist, wenn man nüchtern die Fakten betrachtet, völliger Unsinn.

Wohin geht oder kommt der Strom 2024 (Stand 19 Oktober 2024)

Mit dem Ausstieg aus der Kernkraft zum 15.04.2023 gab es die Sorge, ob Deutschland dadurch zum Nettoimportland beim Thema Strom wird. Das ist 2023 auch der Fall gewesen.
Durch den aggressiven Zubau von regenerativen Energien in der gesamten EU sind die Börsenpreise signifikant gefallen.
Dadurch ergibt es für Deutschland Sinn mehr Strom aus den Nachbarländern zu importieren, wenn es ohnehin günstiger als Gas- oder Kohlekraft ist.

Gas reliance influences electricity prices 2023 Preisentwicklung

Auch wenn im allgemeinen Diskurs jede importierte KWh scheinbar zu minimaler Panik oder Empörung sorgt, das ist nichts besonderes.
Es ist nicht schlecht.
Sollte Deutschland weit mehr in Akkuspeicher und Wasserstoffkraftwerke investieren, um dann überschüssigen Strom zwischenzuspeichern? 100%.
Nur das ist ein längerer Weg dahin.

Verdient Deutschland an den Exporten? Seite 64

Auch die Aussage, dass Deutschland günstig Strom verkauft und teuer Strom importiert, hält sich sehr stur im allgemeinen Diskurs.

Hier findet man die Daten dazu.

Auch war es die letzten Jahrzehnte nicht der Fall, dass Deutschland mehr Kosten als Einnahmen im Außenhandel hat.

Übersicht der Außenhandelsstatistik mit Netto-Einnahmen von 2006 bis 2023

Auch das findet man gut dokumentiert.


Was hat die Ampel seit Ende 2021 für die Energiewende getan?

Bei aller Kritik, die man zu Recht der Ampelkoalition seit ihrem Amtsantritt vorwerfen kann, ist die Frage, was die Ampel überhaupt bisher getan hat, sehr sinnvoll.
Im öffentlichen Diskurs gehen viele der sinnvollen Gesetze unter, die bereits beschlossen wurden.

Daher gibt es eine Auswahl an sinnvollen Gesetzen zur Energiewende, die seit Ende 2021 durchgesetzt wurden und aus meiner Sicht eine deutliche Verbesserung zur Situation davor sind.

Bedenkt bitte, dass das nicht alle Gesetze sind, da selbstverständlich das Wirtschaftsministerium weit mehr Gesetze ( z. B. zur Gasbeschaffung und Sicherung oder auch Beschaffungsbeschleunigung für die Bundeswehr) neben weiteren Formulierungshilfen und Verordnungen beschließt.
Es geht mir um eine Liste von Gesetzen, die durchaus einen Nutzen für die Energiewende haben.


Für das Jahr 2024

Verordnung zur Änderung der Verordnung über Allgemeine Bedingungen für die Versorgung mit Fernwärme und zur Aufhebung der Verordnung über die Verbrauchserfassung und Abrechnung bei der Versorgung mit Fernwärme oder Fernkälte

Sinnvolle Veränderung, bei der etwas mehr Kontext notwendig ist.

Fernwärme bedeutet erst einmal nichts anderes, als dass die Wärmequelle nicht im eigenen Gebäude, sondern etwas weiter entfernt ist und diese Wärme per Rohre von z. B. Müllverbrennungsanlagen, Datenzentren oder auch aus nahegelegenden Flüssen via Großwärmepumpe in dein Gebäude bzw. deine Wohnung transportiert.

Sofern sich genug Haushalte anschließen, kann das deutlich kostengünstiger sein als eigene Öl/Gas oder gar Wärmepumpen.

Risiko darin ist die Abhängigkeit von diesem einen Anbieter.
Genau wegen dieses Problemes gibt es eine neue Verordnung von Habecks Ministerium.

Falls du die gesamte Verordnung lesen willst:

Falls du diesen Text liest, habe ich die falsche Version der Quellenliste hochgeladen. Gar nicht beachten, das fällt mir morgen bestimmt auf.
Falls nicht, dann hoppla.


Verordnung zur Neuordnung des Ladesäulenrechts

ENDLICH.

Habecks Ministerium setzt mit dieser Verordnung das Update der EU-Verordnung 2023/1804 Reform zur Alternative Fuels Infrastructure Regulation (AFIR) um.

Zur Erklärung, warum das durchaus eine gute Sache für E-Auto-Fahrer in Deutschland ist:

Erstens geht es hier um einheitliche Preise, die alle in Kilowattstunden angegeben werden müssen, das war bei älteren Ladesäulen tatsächlich ein Problem, dass da teils sehr wirre Abrechnungen durchgeführt wurden und für sämtliche Anlagen ab 13.04.2024 müssen diese nun einen gemeinsamen Standard haben. Überall in der EU.

„(2) Wer in den Fällen der leitungsgebundenen Angebote des Absatzes 1 zusätzliche leistungsabhängige oder nicht verbrauchsabhängige Preise fordert, hat diese vollständig in unmittelbarer Nähe der Angabe des Arbeits- oder Mengenpreises anzugeben. (3) Wer als Betreiber eines öffentlich zugänglichen Ladepunkts mit einer Ladeleistung von 50 Kilowatt oder mehr, der vor dem 13. April 2024 errichtet wurde, Verbrauchern das punktuelle Aufladen gegen Entgelt anbietet, hat am Ladepunkt vor Beginn des Ladevorgangs für die gelieferte Elektrizität den Arbeitspreis und im Falle der Erhebung einer Nutzungsgebühr zur Verhinderung einer langen Belegung des Ladepunktes den Preis pro Minute anzugeben. (4) Wer als Unternehmer leitungsgebunden Elektrizität, Gas, Fernwärme oder Elektrizität unter Nutzung eines öffentlich zugänglichen Ladepunktes abgibt, hat als Mengeneinheit für die Angabe des Arbeitspreises 1 Kilowattstunde oder bei der Abgabe von leitungsgebundenem Wasser für die Angabe des Mengenpreises 1 Kubikmeter zu verwenden.“

Abseits davon sind viele der Vorgaben in dieser Verordnung schnell aufgelistet:
Eine Übersicht, was alles als Ladepunkt in Frage kommt, wer diese reguliert, wer als Betreiber in Frage kommt und sehr grundlegende Vorgaben bezüglich Anzeige- und Nachweispflichten.
Verordnungen sind häufig eher kurzer Natur und daher wird auch diese Erfolgsmeldung kürzer gehalten.

Begriffsbestimmungen - Im Sinne dieser Verordnung ist „Ladepunkt“ ein solcher gemäß Artikel 2 Nummer 48 der Verordnung (EU) 2023/1804;  „Öffentlich zugänglicher Ladepunkt“ ein Ladepunkt, der sich an einem Standort oder in Räumlichkeiten befindet, die der Allgemeinheit zugänglich sind, unabhängig davon, ob sich der Ladepunkt auf öffentlichem oder privatem Grund befindet, ob der Zugang zu dem Standort oder den Räumlichkeiten Beschränkungen oder Bedingungen unterliegt und ungeachtet der für die Nutzung des Ladepunkts geltenden Bedingungen; „Betreiber“ ein solcher gemäß Artikel 2 Nummer 39 der Verordnung (EU) 2023/1804; „Regulierungsbehörde“ die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen..

Beim Ad-hoc-Laden muss überall die Möglichkeit existieren mit Karte zu bezahlen.
Ja, das mag für nicht E-Auto-Fahrer schräg klingen, nur das war ein bekanntes Problem bei der Infrastruktur und jetzt gibt es diesen gemeinsamen Standard in den 27 EU-Staaten, was das eigene E-Auto für Reisen in der EU natürlich optimiert und Kopfschmerzen verringert.

Außerdem findet man bei Ladepunkten mit einer Ladeleistung von weniger als 50 KW die Abrechnung über einen QR-Code ermöglicht werden, was u. A. bei Supermarktbesuchen praktisch sein kann, sodass man leichter die Übersicht hat, wie es mit dem Ladestatus aussieht, während man einkaufen würde.

Jetzt der wichtigste Punkt: Roaming-Anbieter spielen keine Rolle mehr und man muss sich diesen nicht mehr unterwerfen.
Hier eine Visualisierung zur Erklärung:

Für den Betreiber selbst – also nicht den im Roaming assoziierten EMP – kann hier ein großer Kostenvorteil entstehen. Wie das funktioniert, hat auf der Messe Power2Drive in München das Unternehmen ev-pay gezeigt. Mit der Software von ev-pay lässt sich das Ad-hoc-Laden an Payment-Terminals eichrechtskonform und backendneutral vereinfachen. Das Prinzip: die vielen Zwischenverdiener wie die sogenannten CPO-Aggregatoren fallen einfach weg. Im Ergebnis hat der CPO eine höhere Marge; er verdient also mehr und kann zugleich dem Endkunden einen viel besseren Preis machen.

Kurzfassung, wie es auch wunderbar in diesem Heise-Artikel erklärt wird:

Das Prinzip: die vielen Zwischenverdiener wie die sogenannten CPO-Aggregatoren fallen einfach weg. Im Ergebnis hat der CPO eine höhere Marge; er verdient also mehr und kann zugleich dem Endkunden einen viel besseren Preis machen.
Heise

Das wird durch diese Verordnung ermöglicht:
Durch die Pflicht eines Bezahlterminals und einheitlicher Standards wird es mehr solcher Konstrukte geben, wodurch die Gewinnmarge für Anbieter steigt und im Preiskampf wieder mehr Spielraum vorhanden ist.
Ein konkretes Beispiel findet sich bei Aldi Süd, welche für DC-Laden 39 Cent/kWh und für AC-Laden 29 Cent/kWh verlangen (_ DC-Laden ist häufig schneller als AC-Laden_)

Selbst wenn diese Entwicklung erst ab Mitte 2025 spürbarer wird, ist es nur ein weiterer Erfolg für diese Regierung, die Stück für Stück die E-Mobilität vorantreiben kann.
Dank dieser EU-Harmonisierung wird es immer klarer, welche Form der Mobilität dominieren wird in Zukunft.


Entwurf eines Gesetzes zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren für Geothermieanlagen, Wärmepumpen und Wärmespeichern sowie weiterer rechtlicher Rahmenbedingungen

Erneut ein phänomenales Gesetz und massiver Bürokratieabbau mit Halbierung der Genehmigungsdauer.
Vorzeitige Gewässerbenutzung oder Ausführung des Vorhabens, bevor die Behörden final entschieden haben, überragendes öffentliches Interesse und Genehmigungsfiktion.. Viele sehr erstrebenswerte Beschleunigungen, die sich jede Branche in Deutschland an Bürokratieerleichterung wünscht.

Schauen wir uns die Verbesserungen im Detail an:

Was wird hier überhaupt geregelt?

Dieses Gesetz ist anzuwenden auf die Zulassung - 1. einer Anlage zur Gewinnung von Tiefengeothermie einschließlich der erforderlichen Bohrungen, 2. einer Anlage zur Gewinnung von oberflächennaher Geothermie, einschließlich der erforderlichen Bohrungen, 3. einer Wärmepumpe, einschließlich der erforderlichen Bohrungen, 4. eines Wärmespeichers, einschließlich der erforderlichen Bohrungen

Konkret behandelt das Gesetz Zulassungen von Tiefengeothermie, oberflächennahe Geothermie, Wärmepumpen und Wärmespeicher inklusive derer notwendiger Bohrungen.
In Deutschland gibt es ein großes Problem mit der Dauer der Genehmigungsverfahren und Überforderung der Behörden mit Erdwärmeprojekten.
Effektiv alles, was Erdwärme und Wärmespeicher behandelt.

Vom Marktpotenzial sprechen wir allein bei der Tiefengeothermie von weit über 300 TWh Jahresarbeit bzw. 70 GW installierter Leistung (ca. 25% des Gesamtwärmebedarfs) laut Fraunhofer IEG für Deutschland.
Sollte man unter keinen Umständen unterschätzen oder gar ignorieren.

Was genau wird besser durch das Gesetz?

Überragendes öffentliches Interesse - Die Errichtung und der Betrieb einer Anlage nach § 2 liegt bis zum Erreichen der NettoTreibhausgasneutralität im Jahr 2045 im überragenden öffentlichen Interesse und dient der öffentlichen Gesundheit und Sicherheit. + § 5 Vorzeitiger Beginn -  Für ein Vorhaben nach § 2 besteht ein öffentliches Interesse am vorzeitigen Beginn im Sinne des § 17 Absatz 1 Nummer 2 des Wasserhaushaltsgesetzes vom 31. Juli 2009 (BGBl. I S. 2585), in der jeweils geltenden Fassung sowie für Vorhaben nach § 2 Nummer 1 nach § 57b Absatz 1 Nummer 3 des Bundesberggesetzes vom 13. August 1980 (BGBl. I S. 1310), in der jeweils geltenden Fassung.

Seit die Ampel angetreten ist, hört man oft vom überragenden öffentlichen Interesse bei Gesetzen.
Damit soll klargestellt werden, dass solche Projekte für die Sicherheit und Stabilität des Landes entscheidend sind und viele Gegenargumente gegen Bauprojekte wie Wohnhäuser, welche rechtlich angewendet werden, um einen Bau zu stoppen, untergeordnet werden. (Man denke an die Umsiedlungen ganzer Dörfer für den Kohleabbau durch das Bundesbergbaugesetz)

Da Fernwärme oder teils Stromerzeugung durch Erdwärme gefördert werden soll und auch Wärmespeicher, welche man aus Finnland kennen kann, immer mehr in den Fokus einiger Orte in Deutschland gerät, ergibt es Sinn, dass auch diese Projekte einen besseren Status erhalten.
Meines Erachtens sollte ein Projekt an wirtschaftlichen oder technologischen Werten oder Hindernissen gemessen werden und nicht ausgerechnet wegen Bürokratie scheitern, das sollte in unser aller Interesse sein.

Vorzeitiger Beginn ist recht selbsterklärend, es wird leichter für Erdwärmeprojekte in Zukunft vorzeitig zu starten, bevor die Genehmigung erteilt wurde, sofern ein öffentliches/berichtigtes Interesse vorliegen sollte. Spart Zeit und Nerven für alle, gut so.
Zusätzlich soll für diesen vorzeitigen Beginn nur noch nötig sein, dass eine Entscheidungsprognose wahrscheinlich positiv ist und ggf. keine signifikanten Beeinträchtigungen vorliegen, die nicht wiedergutzumachen sind.

Wie oft passiert bei Baustellen kaum etwas, da man auf Genehmigungen wartet oder man im Rechtsstreit ist? Genau das soll bei diesem Gesetz möglichst verringert werden. Meiner Meinung nach sehr erstrebenswert.

Deshalb wird das geändert:

Rechtsbehelfe und Sachliche Zuständigkeit der Oberverwaltungsgerichte

In Zukunft haben Anfechtungsklagen gegen Zulassungsentscheidungen keine aufschiebende Wirkung mehr.
Übersetzt in Worte, die man auch ohne Googeln versteht, heißt das: In der Vergangenheit konnte man mit Klagen den Prozess der Genehmigung verzögern oder gar komplett blockieren, bevor ein Urteil des Gerichts gefällt wurde. Das passiert jetzt nicht mehr, sodass die Behörden weiterarbeiten können oder ggf. durch Genehmigungsfiktion und vorzeitigen Beginn die Projekte starten können.

Zusätzlich sind jetzt Oberverwaltungsgerichte als erste Instanz für Streitigkeiten zuständig.
Zur Erklärung: Es gibt Verwaltungsgerichte (VG), dann Oberverwaltungsgerichte (OVG) und final das Bundesverwaltungsgericht (BVerwG).
Wieso also weist Habecks Ministerium jetzt OVG diese Aufgabe zu?

Simpel erklärt: Beschlüsse vom Oberverwaltungsgericht sind in den meisten Fällen nicht anfechtbar. Natürlich kann man Rechtsmittel bzw. Beschwerden beim Bundesverwaltungsgericht einreichen, das ändert allerdings den Beschluss an sich nicht zwangsläufig.
Verwaltungsgerichte sind häufiger anfechtbar und dadurch kann der gesamte Prozess gerne deutlich zeitintensiver werden.
Gerichte sind in Deutschland notorisch überlastet und das Überspringen der Verwaltungsgerichte ist eine gute Idee aus meiner Sicht.

„(4) Behörden, deren Aufgabenbereich durch ein Vorhaben nach Absatz 1 berührt wird, werden in elektronischer Form über das Verfahren informiert und übermitteln ihre Stellungnahmen ausschließlich elektronisch an die zuständige Behörde. Hat eine zu beteiligende Behörde bei einem Verfahren zur Zulassung einer Anlage gemäß Absatz 1 innerhalb einer Frist von einem Monat keine Stellungnahme abgegeben, so ist davon auszugehen, dass die beteiligte Behörde sich nicht äußern will. Soweit für das Vorhaben selbst oder für weitere damit unmittelbar in einem räumlichen oder betrieblichen Zusammenhang stehende Vorhaben, die für die Genehmigung Bedeutung haben, eine Zulassung nach anderen Gesetzen vorgeschrieben ist, hat die Genehmigungsbehörde eine vollständige Koordinierung der Zulassungsverfahren sowie der Inhalts- und Nebenbestimmungen sicherzustellen“

Final in den konkreten Änderungen findet man meine sehr geliebte Genehmigungsfiktion.
Bürokratie ist in Deutschland ein Albtraum, wie den meisten von euch längst bekannt ist und die simple Tatsache, dass im Falle von Überlastung oder zu langsamen Abläufen in den Behörden durch fehlende Digitalisierung durch das nicht umgesetzte Onlinezugangsgesetz solche Fristen existieren, damit man bestimmte Projekte nach Ablauf besagter Fristen einfach umsetzen kann, ist überfällig und ausgezeichnet.

Selbstverständlich sollte man auch nach dem Vorbild von Estland an signifikanter Digitalisierung arbeiten, nur ist das ein wichtiger und richtiger Zwischenschritt.

„Ja, der Titel des Bildes ist schräg formuliert. Einfach ignorieren, dass ich das Fristverlängerung Verringerung genannt habe, das ergibt schon Sinn:„Die zuständige Behörde kann in den Fällen des Absatz 5 Nummer 1 die Frist einmalig um bis zu sechs Monate verlängern, wenn außergewöhnliche Umstände vorliegen. Bei Vorhaben mit einer Stromerzeugungskapazität von weniger als 150 Kilowatt und bei Vorhaben zur Modernisierung von Anlagen zur Gewinnung von Erdwärme beträgt die Verlängerungsfrist abweichend von Satz 1 längstens drei Monate. Die zuständige Behörde informiert über die außergewöhnlichen Umstände, die eine Fristverlängerung rechtfertigen.“

Ebenfalls eine sehr populäre Änderung, die man in Habecks Wirtschaftsministerium in Gesetzen häufiger sieht.
Behörden können nicht endlos ihre Fristen verlängern, sondern längstens drei Monate und müssen die Umstände genau rechtfertigen.
Man würde meinen, dass sowas nicht unbedingt erwähnenswert ist, sofern man aber die Statements der Bundesverbände in Deutschland in dieser 707 Seiten langen Verbändeabfrage durchgearbeitet hat, stellt man ziemlich schnell fest, dass genau diese Änderung dringend notwendig ist.

Neben weiteren kleineren Anpassungen findet man in diesem Gesetz grundsätzlich nur gute Ideen aus meiner Sicht.
Abschaffen von bestimmten bergrechtlichen Betriebsplänen nach einer Frist oder das Entfallen von Genehmigungsverfahren für bestimmte Wärmepumpen sollte normalerweise für niemanden negativ sein.
Keinerlei neuer Aufwand für die Verwaltung, sondern Wegfall an Arbeit und Digitialisierungsvorgaben + Ersparnis an Zeit und Geld. Gute Sache.

Zusätzlich finde ich den Gedanken, dass Erdwärmekollektoren bis zu einer Verlegetiefe von 4 Metern erlaubnisfrei gestellt werden, sehr gut. Anekdotisch höre ich aus meinem Umfeld und den Zuschauern auf Twitch ab und zu, dass tatsächlich die Genehmigung für solch kleine Projekte im eigenen Haushalt über 50% der Zeit frisst, um Erdwärme daheim verwenden zu können.
Ein weiterer Zeitfresser, der Geschichte ist mit dem Gesetz. Sehr gut.


Gesetz zur Verbesserung des Klimaschutzes beim Immissionsschutz, zur Beschleunigung immissionsschutzrechtlicher Genehmigungsverfahren und zur Umsetzung von EU-Recht

Tatsächlich ist dieses Gesetz eines der größten Beschleunigungspakete seit langer Zeit, auch wenn der Titel das nicht umbedingt andeutet.

Zu den Highlights gehören:

  • Genehmigungsfristen können in Zukunft nur einmal für drei Monate verlängert werden. Vorher gab es das Problem, dass gerne mal Fristen wiederholt verlängert wurden, um Projekte zu verzögern. Mit dieser Reform entfällt diese bürokratische Unsinnsoption.
Über den Genehmigungsantrag ist nach Eingang des Antrags und der nach Absatz 1 Satz 2 einzureichenden Unterlagen innerhalb einer Frist von sieben Monaten, in vereinfachten Verfahren innerhalb einer Frist von drei Monaten, zu entscheiden. Die zuständige Behörde kann die Frist einmalig um bis zu drei Monate verlängern, wenn dies wegen der Schwierigkeit der Prüfung oder aus Gründen, die dem Antragsteller zuzurechnen sind, erforderlich ist.
  • Ein vereinfachtes Verfahren zum vorzeitigen Baubeginn, sodass viel Zeit beim Aufbau von Windkraft-, Photovoltaik- und Industrieanlagen gespart wird, die man normalerweise auf die finale Genehmigung warten würde. Gleichzeitig fällt die Prognoseentscheidung bei Änderungsgenehmigungen weg, wodurch Verfahren deutlich beschleunigt werden.
Die Bundesregierung wird ermächtigt, durch Rechtsverordnung mit Zustimmung des Bundesrates das Genehmigungsverfahren zu regeln und dabei Regelungen zur elektronischen Antragstellung zu treffen. In der Rechtsverordnung kann auch das Verfahren bei Erteilung einer Genehmigung im vereinfachten Verfahren (§ 19) sowie bei der Erteilung eines Vorbescheides (§ 9), einer Teilgenehmigung (§ 8) und einer Zulassung vorzeitigen Beginns (§ 8a) geregelt werden. In der Verordnung ist auch näher zu bestimmen, welchen Anforderungen das Genehmigungsverfahren für Anlagen genügen muss, für die nach dem Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung eine Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen ist.
  • Unterlagen, die für die Beurteilung der Genehmigungsfähigkeit nicht unmittelbar relevant sind, können nachgereicht werden und die Behörden sollen ab sofort unverzüglich informieren, wenn alle Unterlagen eingereicht wurden. Das war bizarrerweise vorher nicht die Norm. Bürokratie. Ein Traum.
    Völlig absurd, dass das Habeck und Lemke erst einführen müssen.
 Sind die Unterlagen des Antragstellers vollständig, so hat die zuständige Behörde das Vorhaben in ihrem amtlichen Veröffentlichungsblatt und auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen.
  • Digitalisierung. Tatsächlich war es bisher nicht so, dass ein elektronischer Antrag der Standard ist für die Unterlagen. Papierform soll nur noch die absolute Ausnahme sein. Konkret spricht das Gesetz davon, dass auch Übersendung und Protokolle/Kopien in digitaler Form angeboten werden soll.
    Mehr als überfällige Änderung im Jahr 2024.
 Sind die Unterlagen des Antragstellers vollständig, so hat die zuständige Behörde das Vorhaben in ihrem amtlichen Veröffentlichungsblatt und auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen.
  • Repowering (Ersetzen von alten Windkraft- oder Photovoltaikanlagen durch neuere/leistungsstärkere Anlagen) wird vereinfacht, da die Deltaprüfung zum Regelverfahren wird und Erörterungstermine in Zukunft deutlich weniger aufwändig sind.
    Gleichzeitig werden Probleme der Typenänderung endlich gelöst und keine Betreiberidentität zwischen Altanlagen- und Neuanlagen-Betreiber mehr notwendig sein. Mag im ersten Moment nicht wichtig klingen, das blockiert in der Praxis viele Projekte über viele Monate.
 Sind die Unterlagen des Antragstellers vollständig, so hat die zuständige Behörde das Vorhaben in ihrem amtlichen Veröffentlichungsblatt und auf ihrer Internetseite öffentlich bekannt zu machen.

Unmissverständlich bringt diese Reform einiges an Verbesserungen.
Im Gegensatz zu einigen der Gesetze in dieser Quellenliste sorgt dieses Gesetz weit über Energie hinaus Verbesserungen.
Viele der Vorgaben hier betreffen auch sämtliche Industrieanlagen, die dadurch schneller genehmigt und gebaut werden können.

Sollte recht klar sein, wieso das für so ziemlich jeden in Deutschland ein deutliches Plus bedeutet.
Als die Ampel angetreten ist, hatte ich gehofft, dass neben den Grünen, die bei ihren Ministerien solide abliefern, auch SPD und FDP gleichermaßen abliefern.

Schade, dass das bisher nicht ebenbürtig der Fall ist.


Gesetz zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht

Lindners Ministerium hat ein gutes Gesetz vorgelegt. Ja, das ist nicht falsch geschrieben.

Ein massives Problem bei Speichern ist die Doppel- bzw. Mehrfachbesteuerung von ein- und ausgespeistem Strom, was die Wirtschaftlichkeit von diversen Projekten bei regenerativen Energien einschränkt.

Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht von 08.04.2024

Mit diesem Gesetz soll Bürokratie deutlich abgebaut werden.
Das Ministerium selbst benennt folgende Vorteile und ich kommentiere die einzelnen Punkte zusätzlich.

  • Im Bereich der Elektromobilität soll die aus dem Energiewirtschaftsrecht bekannte Letztverbraucherfiktion an Ladepunkten unter Beachtung der stromsteuerrechtlichen Systematik auf das Stromsteuerrecht übertragen werden. Fortan entfallen damit Einzelfallprüfungen von komplexen Geschäftsmodellen „innerhalb der Ladesäule“.
Entwurf eines Gesetzes zur Modernisierung und zum Bürokratieabbau im Strom- und Energiesteuerrecht von 08.04.2024

Kurzfassung, wieso das gut ist:
Je nachdem, ob du ein Betreiber, ein Versorger oder ein Letztverbraucher/Endkunde bist, hast du unterschiedliche Rechte und Pflichten und absurde Steuerpflichten.
Mit dieser Reform gibt es deutlich weniger Papierkram.
Sollte jede Person gut finden.

Diese Regelung ist immens wichtig für die Diskussion für Vehicle-To-Home,, Vehicle-To-Business und das bidirektionale Laden, was in Zukunft sehr wichtig sein wird, sobald immer mehr E-Autos diese Funktion anbieten.

Grade weil es sehr viel einfacher ist, solche Projekte wirtschaftlich zu planen, auch mit Blick auf Mieterstrom bzw. gemeinschaftliche Gebäudeversorgung aus dem Solarpaket 1.

  • Für das bidirektionale Laden werden klare Vorgaben geschaffen. Diese verhindern, dass Nutzer von E-Fahrzeugen zum Versorger und Steuerschuldner werden, wodurch bürokratischer Aufwand entfällt.

Bisher war bidirektionales Laden nicht ordentlich definiert.

bidirektionales Laden: ein intelligenter Ladevorgang, bei dem die Richtungdes Stromflusses umgekehrt werden kann, sodass Strom vom aufladbaren elektrischen Energiespeicher eines Elektrofahrzeugs zu dem Ladepunkt fließen kann, an den er angeschlossen ist;“

Offensichtlich ändert sich das mit dieser Reform und auch das hier ist sehr wünschenswert.
Denn wer schon mit Behörden arbeiten musste, weiß ganz genau, wieso nicht definierte Verwendungszwecke automatisch viel zusätzliche Zeit benötigen.
Zusätzlich muss nicht mehr überprüft werden, ob man ein Versorger ist mit bidirektionalen Ladesäulen. Nahezu ein Gamechanger für Ladesäulen in der Zukunft.

Gute Änderung!

  • Stromspeicher werden technologieoffen neu definiert. Mehrfachbesteuerungen für ein- und ausgespeisten Strom werden somit vermieden.

Auch wenn der Begriff technologieoffen gerne für absoluten Unsinn verwertet wird, ergibt es hier durchaus Sinn.

Stromspeicher = Andere Anlagen als Anlagen zur Stromerzeugung, die am Ort ihres Betriebs ausschließlich dem Zweck der Zwischenspeicherung von Strom für eine spätere Verwendung dienen, während des Betriebs ausschließlich an ihrem geografischen Standort verbleiben und nicht Teil eines Fahrzeugs sind; der geografische Standort ist ein durch Koordinaten bestimmter Punkt;“

Insbesondere Wärmespeicher finden sich in diversen Ländern wie z. B. in Österreich mit ihrem “Riesenkochtopf” oder in Finnland.

Solche Projekte können durch den Wegfall der Mehrfachbesteuerungen ansprechender werden.
Daher eine sehr nützliche Änderung.

  • Im Stromsteuerrecht wird die sogenannte Anlagenverklammerung bei der dezentralen Stromerzeugung aufgehoben und für die Beurteilung der Steuerbefreiungen künftig durch einen einheitlichen Anlagenbegriff auf den Standort der jeweiligen Stromerzeugungsanlage abgestellt.

Kurzfassung, wieso das nützlich ist:
Die Anlagenverklammerung bedeutet, dass in bestimmten Situationen verschiedene kleinere Erzeugungsanlagen zusammengerechnet werden mussten, selbst wenn die nicht unbedingt verbunden waren.
Vorteil davon ist, dass man bestimmte steuerliche oder auch bürokratische Vereinfachungen wieder beanspruchen kann, selbst wenn auf demselben Grundstück viele kleine Anlagen vorhanden sind.

In Abgrenzung zu Stromspeichern nach § 2 Nummer 9 Stromsteuergesetz sollen neben einzelnen Stromerzeugungseinheiten (Nummer 1) mehrere Stromerzeugungseinheiten in einer Kundenanlage oder an einem Standort unter bestimmten Voraussetzungen als eine Anlage gelten (Nummer 2)

Selbstverständlich heißt das nicht, dass man Anlagen nicht zusammenführen kann, nur wird Bürokratie so abgebaut, indem man nicht unnötige Prüfungen mit dem Zoll durchführen muss.
Deutschland liebt seine Prüfungen und solche Optionsfreiheiten sind ohne jeden Sarkasmus eine Zeitersparnis, die sehr willkommen ist.

  • Die mit dem Strompreispaket beschlossene Ausweitung der Steuerentlastung nach § 9b StromStG bei Beibehaltung der Antragsschwelle von mindestens 250 Euro Entlastung pro Jahr wird die Anzahl der Entlastungsanträge ab 2025 vervielfachen. Es erfolgen daher rechtliche Anpassungen, wie beispielsweise eine Online-Antragspflicht, um eine vereinfachte Antragstellung und erstmals auch eine weitgehend automatisierte Bearbeitung von Anträgen ab 2025 zu ermöglichen.

Nun, hier dürfte kein großer Kommentar nötig sein.
Fokus auf digitale Antragspflichten ist aus meiner Sicht eine sinnvolle Sache, sofern die Behörden die Möglichkeiten haben, diese Anträge auch bei den Zollämtern digital zu bearbeiten.

 Die Pflicht zur elektronischen Übermittlung wird damit zwei Jahre vorgezogen. Auch bisher schon sind die Anträge wegen hinterlegter Plausibilitäten nur elektronisch ausfüllbar, werden dann jedoch oft noch ausgedruckt und postalisch an das jeweilige Hauptzollamt versandt.

Deutschland hat viel aufzuholen, daher ist der Gedanke, diese Fristen vorzuziehen und digitale Bearbeitung weiter voranzubringen eine gute Idee.
Man kann nur hoffen, dass das auch bei den Behörden ebenso machbar sein wird.

  • Das Strom- und Energiesteuerrecht wird zudem an EU-rechtliche Vorgaben angepasst und im Bereich der Regelungen im Zusammenhang mit der Stromerzeugung verschlankt. Im Energiesteuerbereich wird dazu der EU-rechtlich vorgegebene Grundsatz der Befreiung aller zur Stromerzeugung eingesetzten Energieerzeugnisse vereinheitlicht. Zudem ist Strom aus Biomasse, Klär- und Deponiegas künftig wieder rechtssicher in Anlagen bis 2 Megawatt elektrischer Leistung von der Stromsteuer befreit.

Liest sich etwas eigenartig im ersten Moment, es handelt sich hier um eine Aktualisierung, da 2013 es eine EU-beihilferechtliche Genehmigung gab und diese teilweise gar nicht mehr notwendig ist, da es auf EU-Ebene am 30.September 2023 reformiert wurde.

Sinnvolle Änderung, da auch einige Sonderregelungen aufgehoben werden, die man durch die EU-Reform gar nicht braucht.

  • Zusätzlich werden zum Zwecke des Bürokratieabbaus Anzeige- und Berichtspflichten verringert (z. B. in Mieterstromkonstellationen).

Kurzfassung: Lindners Ministerium streicht viele der Anzeige- und Meldepflichten steuerfreie Strommengen für Anlagen bis 1 MW bei Leistung in Kundenanlagen.
Für Mieterstrom und gemeinschaftliche Gebäudeversorgungskonzepte ist das eine große Verbesserung der Situation.
Oft werden Mieterstrom Konzepte gar nicht durchgesetzt, da es zu viel Aufwand für die Betreiber wäre.
Somit fällt viel Potential bei Quartieren oder Mehrfamilienhäuser flach, die von deutlich günstigerem Strom profitieren könnten. (Durch Mieterstrom/gemeinschaftliche Gebäudeversorgung können Netzentgelte gespart werden, was beim Arbeitspreis durchaus zu einer Ersparnis von 10-11 Cent/kWh führen kann.)

Was ist mein Fazit?

Beim Durchlesen des Gesetzes stelle ich wieder fest, dass es ärgerlich ist, wie viel Zeit die Ampel mit unsinnigem Kindergarten bei manchen Themen verschwendet (wie beim GEG oder dem Kernkraftausstieg) und teilweise über ein halbes Jahr sich die Köpfe einschlägt, statt mehr Gesetze dieser Art rauszuhauen.

Es ist gut. Das ist ein wichtiger Schritt nach vorn für eine Energieversorgung der Zukunft.

Als Ende 2021 die Ampel angetreten ist, war meine Hoffnung, dass wir von der FDP solche Entbürokratisierungsgesetze häufiger sehen würde, daher ist es ernüchternd, dass in meiner Übersicht für Energiegesetze bzw. Ampelerfolge nicht so viel zu finden ist aus den von der FDP geführten Ministerien.

Dennoch: Gute Arbeit an das BMF.
Gerne mehr von dieser Art Gesetze.


Gesetz zur Änderung des Erneuerbare-Energien-Gesetzes und weiterer energiewirtschaftsrechtlicher Vorschriften zur Steigerung des Ausbaus photovoltaischer Energieerzeugung – Solarpaket 1

Besonders das Solarpaket 1 ist eins der größeren Gesetzespakete, welches für regenerative Energien noch einmal einen gewaltigen Turbo auslösen kann.

Aus meiner Sicht sind einige sehr großartige Verbesserungen für Deutschlands Zukunft zu erwarten, denn in diesem Paket findet sich u. A.:

  • Steckersolar (Balkonkraftwerk) erhalten mit 800 Watt eine neue Obergrenze zum Einspeisen ins Stromnetz (Wechselrichterleistung). Der Wert vorher waren 600 Watt.
    Zusätzlich müssen Steckersolaranlagen nicht mehr beim Netzbetreiber, sondern nur noch mit wenigen Daten beim Marktstammdatenregister eingetragen werden. Damit entfällt unnötige Zeitverschwendung in Form von doppelter Bürokratie. Zusätzlich werden ab 2024 rückwärtsdrehende Zähler (temporär!) geduldet, bis ein geeichter Zweirichtungszähler installiert wird.
  • Mieterstrom soll vereinfacht werden, diese Konzepte beinhalten die Verwendung des PV-Stroms vom Dach des Vermieters, wodurch man teurere Netznutzungsentgelte sich sparen kann. Da kann man gut und gern von 5-7 Cent/KWh Ersparnis reden. Mit diesem Paket sollen viel Papierkram entfallen mit diesem neuen Mieterstrom Model namens „Gemeinschaftliche Gebäudeversorgung“. Wenn da Bürokratie zu Vertragsinformationen, Rechnungslegung und Verbrauch verringert wird, werden diese Modelle attraktiver für Bürger in Deutschland. Mit dem Gesetz werden zusätzlich Möglichkeiten geschafft, dass man gewerbliche Gebäude und Nebenanlagen wie Garagen ebenfalls dafür verwerten kann. Ein weiterer Aspekt, der unfassbar wichtig ist, ist Absatz 3 von § 42 b. In der Vergangenheit gab es Probleme für Mieterstromprojekte, Teilversorgung durchzubekommen und den Rest der Versorgung durch den Netzbetreiber zu handhaben. Diese Netzbetreiber haben das einfach abgelehnt. Mit dem neuen Absatz ist das nicht mehr möglich und Mieterstromprojekte haben Rechtssicherheit. Sehr wichtig!
    Diese Konzepte bleiben für Mieter trotz allem freiwillig, wenn man kein Geld sparen will. Kann man machen, ist allerdings etwas schräg.
  • Netzanschlüsse sollen erneut für PV beschleunigt werden: das vereinfachte Netzanschlussverfahren soll ab sofort für Anlagen bis 30 kWp gelten, nicht nur bis 10,8 kWp, wie es vorher der Fall war. Hier gilt erneut eine sehr praktische Neuregelung, falls der Netzbetreiber nicht fristgerecht (acht Wochen) antworten sollte, gilt die Zustimmung als erteilt und man darf selbstständig anschließen. Endlich können die Horrorstorys von installierten, aber nicht angeschlossenen PV-Anlagen enden.
  • Mit diesem Paket gibt es eine Duldungspflicht für Leitungsarbeiten. Dafür bekommt der Grundstückeigner eine Entschädigung von 5% des Verkehrswertes. Vorher gab es bei diversen Projekten gerne mal sechs+ Monate Verzögerung, da man entsprechende Ankündigungen und Pläne erstmal in den Kommunen ankündigen musste, bevor an Leitungen für Wind- wie auch PV-Parks gearbeitet werden durfte. Auch so etwas ist mehr als wichtig für Infrastruktur und eher ein Schock, dass man das nicht längst vor Jahrzehnten beschlossen hatte.
  • Vereinfachung von Repowering bei PV und Direktvermarktung. Man kann bei älteren Solarparks dann mit modernen Modulen eine 20-jährige Förderdauer nach dem EEG für die neue Leistung erneut erhalten. (Sofern ich das richtig verstanden habe, natürlich nicht mit den absolut übertrieben hohen Summen von 40+ Cent/KWh, sondern natürlich mit den aktuellen Fördersummen.) Dazu können Leute mit kleineren PV-Anlagen bis 25 kWp keine Vorgaben für die Direktvermarktung mehr vorweisen. Das kann insbesondere für virtuelle Kraftwerke Modelle eine gute Ergänzung sein, womit weit mehr Leute von guten Preisen für ihren Solarstrom profitieren können in Zukunft.

Zusammenfassend kann man sagen, dass das Solarpaket 1 ein gewaltiger Brocken an Vereinfachungen für Bürger sein wird.
Es ist Anfang November noch nicht durch den Bundestag beschlossen worden, das ist allerdings eine Frage der Zeit.
Die gewaltige Entbürokratisierung und Beschleunigung von Prozessen dürfte keinen der Ampelpartner stören und selbst Opposition sollte kein Problem damit haben.

Außer man ist vollständig bescheuert und behauptet, dass Steckersolaranlagen eine Balkonverschandlung sind. Nur das würde natürlich niemand mac—. Och, nicht schon wieder diese Genies.


Für das Jahr 2023

Gesetz zur Änderung des Raumordnungsgesetzes und anderer Vorschriften (ROGÄndG)

Ein gewaltiges Gesetz, was der Name nicht verrät.
Es basiert auf einer Notfallverordnung der EU zur Energiekrise.

Änderungen beinhalten:

  • Netzausbauprojekte oder Wind- bzw. PV-Projekte, die bereits eine strategische Umweltprüfung durchlaufen haben, benötigen keine Umweltverträglichkeitsprüfung und artenschutzrechtliche Prüfung mehr.
    Dies war in diesem Gesetz ursprünglich bis zum 30.06.2024 limitiert, allerdings wurde diese Grenze einige Monate später aufgehoben von der EU.
    Durch diese Änderungen können gerade beim Netzausbau ein Jahr an Planungszeit eingespart werden, was bei den gewaltigen Projekten auch mehr als notwendig ist.
  • Genehmigungsverfahren von Solarenergieanlagen sollen auf drei Monate gedeckelt werden. Zusätzlich gilt bei Anlagen unter 50 kWp eine Genehmigungsfiktion (d. h., dass nach Ablauf der Zeit eine stille Genehmigung angenommen wird, falls es keine Antwort gibt.)
  • Genehmigungen für Wärmepumpen sollen ebenfalls bei Leistungen unter 50 MW auf einen Monat begrenzt werden, bei Erdwärme auf drei Monate. Ergänzend gibt es ein Anschlussrecht für Wärmepumpen bis 12 kW bzw. 50 kW im Eigenverbrauch etabliert.
  • Auch gibt es bei Repowering eine Verbesserung. Bei Repoweringprojekten benötigt man nur noch eine Deltaprüfung, was ebenfalls die benötigte Zeit zum Planen und Genehmigen der Windkraft- wie auch PV-Projekte massiv reduziert.

Allein das Etablieren der stillen Genehmigungen ist ein gewaltiger Fortschritt.
Die Albträume bei Genehmigungen oder Änderungsanträge bei Behörden ist vielen Menschen mehr als ausreichend bekannt, daher ist diese Änderung einer der Haupttreiber für den sprunghaften Anstieg an Repowering-Projekten in Deutschland.


Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende

Das ist ein sehr wichtiges Gesetz. Das behandelt den Smart-Meter-Rollout in Deutschland.

Smart Metering deployment in the European Union

Wie man in diesem Bild sieht, war Deutschland mit der Entscheidung bei der Smart-Meter-Debatte im EU-Vergleich sehr langsam, da die Regierungen der Vergangenheit absolut inkompetente Gesetze auf den Weg gebracht hatten.

Mit diesem Gesetz wurde Deutschlands größter Missstand beim Netzausbau der Zukunft repariert.

Vorher war es aus Kostengründen schwierig, einen Smart-Meter (oder auch intelligente/moderne Messeinrichtung) zu vermitteln, da man pro Jahr gerne mal 100 Euro mehr zahlen sollte. Diese Kosten werden auf 20 Euro pro Jahr gedeckelt.
Damit lohnt es sich für fast jeden.

Zur kurzen Erklärung, was ein Smart-Meter überhaupt für Vorteile hat:

  • Keine Notwendigkeit mehr, Stromzählerstände dem Anbieter zu schicken, der sieht sie dann so oder so.
  • Deutlich präzisere Stromrechnungen und keine unnötigen Überraschungen mehr, wie viel du verbraucht hast und wie viel das kostest, du kannst es bei vielen Anbietern mit Apps z. B. auf die Minute genau sehen. Keine harten Jahresnachzahlungen mehr durch präzise Monatsabschläge. So können potenzielle Probleme beim Verbrauch rechtzeitig bemerkt und behoben werden.
  • Dynamische Stromtarife. Damit sind Stromtarife gemeint, welche den Börsenpreis unmittelbar an dich weitergeben. Wenn z. B. während bestimmter Stunden (im Sommer mittags) oder ganzer Tage, wenn der Wind besonders stark weht, der Strompreis niedriger ist, wird das direkt an dich weitergegeben. Falls du zusätzlich Wäsche oder Spülmaschine zeitlich daran koppelst, kannst du so mit Verschiebung der Lasten einiges an Geld sparen.
    Deshalb benötigt man Smart-Meter flächendeckend, damit das zuverlässig funktioniert.
  • Mit Smart-Metern ist eine erheblich geringere Investition in den Netzausbau nötig, da so gezieltes und gesteuertes Laden gefördert werden kann. Es gibt eine Verteilernetzstudie aus 2021, welche festgestellt hat, dass der Flexibilitätseinsatz um 52 (!) % verringert werden kann gegenüber des Basisszenarios C240. Im Kontext der Studie sind die Einsparungen von fast 6 Milliarden Euro eine nicht unwichtige Tatsache.
    Die Ausbaukosten würden so oder so von uns Stromkunden getragen werden, also sollten so Einsparungen allein aus wirtschaftlicher Sicht ein sehr relevanter Aspekt sein.
Gesetzlicher Rolloutfahrplan

Konkret sieht man bei der Visualisierung, bis wann die Smart-Meter verteilt werden sollen in Deutschland.
Fragt euren Messstellenbetreiber, wann ihr euren Smart-Meter bekommen könnt.
Die Vorteile sind es wert und ihr werdet dadurch profitieren.


Gesetz zur Steigerung der Energieeffizienz und zur Änderung des Energiedienstleistungsgesetzes

Bei diesem Gesetz bin ich zwiegespalten.

Grundsätzlich geht es darum, eine EU-Richtlinie von 2021 umzusetzen, bei der es darum geht, möglichst effizienter Abwärme und Energie einzusparen, wo es möglich ist bzw. durch umweltfreundliche Möglichkeiten zu ersetzen.

Nach den Begriffsbestimmungen zählt nämlich Umgebungswärme oder -kälte sowie Solarthermie nicht zur Endenergie, die eingespart werden müssen. Bei der Erklärung im Gesetz wird außerdem klargestellt, dass Wärmepumpen, wie auch Solarthermie spezifisch bevorzugt behandelt werden.

Das kann bei der Industrie in vielen Branchen Sinn ergeben, da Großwärmepumpen in der EU immer mehr im Kommen sind. Auch Studien unterstützen diese Idee und zeigen, dass dieser Wunsch der EU und Ampel absolut umsetzbar ist.

Aufteilung der Endenergieeinsparung unter den Ländern

Nochmal eine Übersicht, wie viel welches Bundesland einsparen muss.
Keine große Überraschung, wenn man Industrie und Wertschöpfungsstandorte in Deutschland beachtet.

Außerdem kann man positiv hervorheben, dass auch die öffentliche Hand klar in Verantwortung genommen wird, als Vorbild zu agieren.

Ein Problem, was ich habe, ist die Nutzung von Rechenzentren bzw. deren Abwärme. Das ist ein Konzept, was in der Theorie gut klingt, in der Praxis allerdings kaum Nachfrage, geschweige denn Interesse existiert bei Fernwärmeanbietern.

Das wirkt etwas unsinnig als Ergänzung im Gesetz. Keine Katastrophe, keine Sorge, nur eine etwas ungewöhnliche Wahl.


Gesetz zur Änderung des LNG-Beschleunigungsgesetzes und zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes und zur Änderung des Baugesetzbuchs

Falls ihr euch wundert, wieso jetzt doch ein Gesetz zu Gas bzw. LNG zu finden ist, hat das einen konkreten Grund.
Denn Teil dieses Gesetzes ist eine Änderung, welche Kommunen die Erlaubnis geben, eigenständig Flächen für Windkraft zur Verfügung zu stellen, falls die Regionalplanungen gar keine Windflächen nahe der Kommune vorgesehen haben.

Der Gedanke dahinter betrifft erneut Bürgerenergiegenossenschaften, die dadurch mit Gemeinden viel simpler Konzepte unbürokratisch und flexibler umsetzen können als es vorher der Fall war.
Diese Regelungen gab es für PV-Parks bereits und würde ergänzt.
Ein kleiner Teil des Gesetzes, der durchaus viel Potential in Deutschland aktivieren kann.
Mehr Optionen für Gemeinden und Kommunen sollte für jede Person eine erstrebenswerte und gute Sache sein.


Verordnung zur Änderung der Elektrotechnische-Eigenschaften-Nachweis-Verordnung - NELEV

Diese Verordnung ist erstaunlich gut, das hängt aktuell noch von der Zustimmung der EU-Kommission ab, was allerdings Formsache sein soll.
Konkret geht es um zwei wichtige Elemente:

  • Die Ausnahme von der Zertifizierungspflicht für Netzanschlüsse für installierte Leistung von bis zu 500 Kilowatt und eine maximale Einspeiseleistung von 270 Kilowatt.
    Hier spielt es keine Rolle, welche Spannungsebene (also Mittelspannung oder Niederspannung z. B.) im Fokus steht.
    Das betrifft Erzeugung – wie auch Speicheranlagen, wobei der zweite Typ an Anlagen eine größere Relevanz hat für die Zukunft.
    Ein wichtiger und sinnvoller Schritt, um weitere Blocker bei der Energiewende erfolgreich abzubauen.
  • Die Schaffung eines verpflichtenden digitalen Registers für Einheiten- und Komponentenzertifikate, wonach die gesamte Energiebranche seit über 10 Jahren fragt.

Das Problem davor war, dass die Nachweise für Anlagenbetreiber, Netzbetreiber wie auch Zertifizierungsstellen nicht einheitlich gelöst war, sondern jeder seine eigene Extrawurst haben wollte mit Datenbanken, die auch nicht kompatibel zueinander waren. Daher ist ein einheitliches digitale Register allein wegen des gemeinsamen Standards eine massive Entbürokratisierung für Deutschland.
Auch das kann einen gewaltigen Boost für die Energiewende bringen, wenn alle Teilnehmer transparent und eindeutig wissen, was für ein Betriebserlaubnisverfahren notwendig ist. Dieses Register kommt wohl ab dem 01. Quartal 2024.


Gesetz zur Änderung des Gebäudeenergiegesetzes, zur Änderung des Bürgerlichen Gesetzbuches, zur Änderung der Verordnung über Heizkostenabrechnung, zur Änderung der Betriebskostenverordnung und zur Änderung der Kehr- und Überprüfungsordnung - GEG

Zum Gebäudeenergiegesetz habe ich alles in diesem Kapitel gesagt.

Kurzfassung: Ich finde es schade, dass es so abgeschwächt wurde.
Da war weit mehr Potential drin und viel an Kritik und Diskurs dazu war völlige Zeitverschwendung.

Dinge wurden kritisiert, die vom ersten Entwurf an bereits drinstanden (Wasserstoff/Biomasseheizungen) oder Dinge wurden kritisiert, die nie drinstanden (Zwangsaustausch der Heizungen)

Für mehr bitte das Kapitel öffnen.
Gehört für mich in dieser Liste zu den schlechtesten Gesetzen der Ampel und das nicht wegen der Gründe, die man oft im Diskurs dazu gehört hat.

Die Desinformationsmaschine war leider sehr erfolgreich.

Gesetz zur Beschleunigung von verwaltungsgerichtlichen Verfahren im Infrastrukturbereich

Ein Grundgedanke hinter diesem Gesetz aus dem Justizministerium soll es sein, dass Gerichtsverfahren, welche Infrastruktur (also auch Windkraftprojekte z. B.) betreffen, ein Vorrang- bzw. Beschleunigungsgebot erhalten.
Dies hört sich durchaus nicht verkehrt an, dass damit zuerst sich um Infrastrukturprojekte gekümmert wird.

Dennoch gibt es durchaus Zweifel an diesem Gesetz, ob es diesen positiven Effekt haben wird.

Neuntes Gesetz zur Änderung des Regionalisierungsgesetzes (Deutschlandticket)

Aus meiner Sicht sollte es in Deutschland niemanden geben, der das Deutschlandticket oder das 49-Euro-Ticket als schlechte Änderung ansieht.
Das Entwirren des Tarifdschungels ist eine wichtige Errungenschaft und ich bin sehr froh, dass es passiert ist.

Selbstverständlich kann ein niedrigerer Preis und ein deutlicher Ausbau der ÖPNV-Infrastruktur dieses Gesetz verbessern.
Zudem ist mir als kleiner Kritikpunkt unklar, warum es nicht möglich ist, direkt für einen Monat ohne Abo zu bezahlen.
Es ist in Ordnung, Abos ohne Papierform zu bevorzugen, aber eine Option für ein einmonatiges Abonnement wäre wünschenswert.
Gerade ältere Menschen könnten davon profitieren, da es einfacher zu handhaben wäre als die aktuelle Lösung.

Als Pendler hätte ich dadurch vor einigen Jahren monatlich eine beträchtliche Ersparnis erzielt. Als jemand, der genau zwischen drei Tarifzonen wohnte und dadurch absurd hohe Preise bezahlen musste, kenne ich das fürchterliche System vorher noch sehr gut.

Unabhängig davon, ob ich die FDP und ihre Blockadehaltung und Verzögerungen bei vielen Gesetzen kritisiere, muss ich zugeben, dass phänomenale Arbeit der Ampel und auch konkret von Wissing geleistet wurde.


Für das Jahr 2022

Gesetz zur Absenkung der Kostenbelastungen durch die EEG-Umlage und zur Weitergabe dieser Absenkung an die Letztverbraucher.

Eine Änderung, die mehr als überfällig war.

Steuern, Abgaben und Umlagen für Haushalte von 2012 bis 2023

Wie man sehen kann, war die EEG-Umlage eine der größten Kostenposten, die man als Stromkunde in Deutschland bezahlen musste.
Zum 1. Juli 2022 musste man sie nicht mehr bezahlen. Ab 2023 war sie vollständig abgeschafft.


Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsrechts im Zusammenhang mit dem Klimaschutz-Sofortprogramm und zu Anpassungen im Recht der Endkundenbelieferung.

Dieses Gesetz nimmt 19 neue Netzausbauvorhaben auf und beschleunigt grundsätzlich den Netzausbau.

Behandelt sehr viele Detailfragen, wie z. B. die Möglichkeit der digitalen Netzanschlussprozess über eine gemeinsame Plattform der Verteilernetzbetreiber. Denn sowas muss ebenfalls rechtlich geregelt werden. Außerdem werden Teile der Bürokratie für den Netzausbau über die Bundesnetzagentur vereinheitlicht geregelt, da Netzausbau über Landesgrenzen gerne durch Föderalismus ausgebremst wurden historisch.

Außerdem gab es für Energielieferanten die Pflicht, drei Monate im Voraus, Kunden und die Bundesnetzagentur zu informieren, wenn sie insolvent gehen. Damit soll die Pleitewelle von 2021-2022 vermieden werden, bei der viele Bürger in teurere Grundversorgungstarife geworfen wurden. Also auch eine gute Änderung.

Wieso man das die ganzen Jahrzehnte vorher nicht gemacht hat, bleibt mir ein Rätsel. Hat die Ampel dennoch umgesetzt und das ist gut.


Zweites Gesetz zur Änderung des Windenergie-auf-See-Gesetzes und anderer Vorschriften.

Bei diesem Gesetz wurden die Ausbauziele für Windkraft massiv erhöht für Windkraft auf der See.

Im Jahr 2022 befindet sich die Windkraft auf See Kapazität bei 8,15 GWp, welche 24,8 TWh Strom erzeugen und soll auf 30 GWp bis 2030, 40 GWp bis 2035 und 70 GWp bis 2045 angehoben werden.
Also eine Vervielfachung der bisherigen Kapazitäten.

Zusätzlich wird das viel zu komplexe und lange Planfeststellungverfahren durch ein Plangenehmigungsverfahren (die deutsche Sprache ist ein Träumchen.) ersetzt. Ebenso die Netzanbindung der Offshore Projekte kann direkt vergeben werden nach Aufnahme der Fläche.
Das bedeutet allein eine Ersparnis um mehrere Jahre und die Fachaufsicht wird ebenfalls gebündelt behandelt, damit das nicht wieder so lange dauert.


Gesetz zu Sofortmaßnahmen für einen beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien und weiteren Maßnahmen im Stromsektor.

Das ist eins der zentralen Gesetze zum Osterpaket.
278 Seiten voller Vereinfachungen.
Nur die Highlights.

  • Regenerative Energien sind im überragenden öffentlichen Interesse und können nicht mehr so einfach von anderen Interessen wie Artenschutz oder gebietsschutzrechtliche Belange geblockt oder begrenzt werden.
  • Grundannahme, dass bis 2035 nahezu 100% des Stroms aus regenerativen Energien bestehen soll, 80% bis 2030.
  • Solarkonstrukte wie „Agri-PV“, „Floating-PV“, „Moor-PV“ oder „Parkplatz-PV“ werden in die Ausschreibungen integriert und ermöglicht. Allein diese Änderung sorgt dafür, dass Deutschland eine Vervielfachung an Potential erhält, siehe das PV-Kapitel in dieser Quellenliste.
  • Bürgerenergiegenossenschaften werden von den Ausschreibungen (bei PV/Wind) (bis 18 MWp bei Windkraft und PV bis 6 MWp) ausgenommen und dadurch ist es möglich, dass diese Projekte weitaus unbürokratischer umgesetzt werden können. Das spart ebenfalls Jahre bei diesen Projekten.
  • Zusätzlich können Kommunen weit stärker beteiligt werden an Wind- und PV-Projekten, was bisher auf freiwilliger Basis nur möglich war. Dies kann jetzt vorausgesetzt werden.
  • Außerdem werden Umlagen für Direktbelieferungen und Eigenverbräuche hinter dem Netzverknüpfungspunkt wegfallen. Sowas wie Mieterstrom, wo Mieter von PV-Anlagen der Eigentümer auf dem Dach bei Mehrfamilienhäusern profitieren können, wird dadurch stärker gefördert.
  • Bei der Einspeisung von PV wird zwischen Voll- und Teileinspeisung unterschieden und falls man noch genug Platz auf dem Dach hat und diesen nicht selbst verbrauchen möchte (wieso auch immer man das tun sollte), kann man das in Zukunft mit einer höheren Förderung pro kWh machen.

Das sind nur einige der Vorteile des Gesetzes, das maßgeblich verantwortlich ist, dass Deutschland im Jahr 2023 über 40% (!) des Jahresausbauzieles bei PV bereits überschritten hatte.


Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetz - CO2KostAufG

Beim Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetz geht es darum, dass die CO2-Kostenaufteilung je nach Verbrauch des Gebäudes entweder vom Vermieter getragen werden muss im schlechten Zustand oder vom Mieter getragen wird, falls der Zustand gut ist.
Die Übersicht findet man beim Anklicken des Bildes unten.

Aufteilung der Kosten des Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetz für Mieter und Vermieter

Grundsätzlich ist es neben dem Klimageld, welches überfällig ist, ein gutes Ausgleichswerkzeug, damit die Kosten Mieter nicht übermäßig belastet.

Falls der Vermieter sich nicht um diese Anforderungen kümmert, können die Heizkosten um 3 Prozent gekürzt werden.

Zitat aus dem Kohlendioxidkostenaufteilungsgesetz:

(4) Bestimmt der Vermieter den auf den einzelnen Mieter entfallenden Anteil an den Kohlendioxidkosten nicht oder weist er die gemäß Absatz 3 erforderlichen Informationen nicht aus, so hat der Mieter das Recht, den gemäß der Heizkostenabrechnung auf ihn entfallenden Anteil an den Heizkosten um 3 Prozent zu kürzen.

Aus meiner Sicht eine sinnvolle Ergänzung, auch wenn die Kürzung bei Nichteinhalten der Vorgaben zu gering angesetzt sind.


Gesetz zur Erhöhung und Beschleunigung des Ausbaus von Windenergieanlagen an Land

Mit diesem Gesetz hat jedes Bundesland verbindliche Ziele (nennt sich Beitragswerte im Gesetz) für den Ausbau von Windenergie.
Gedacht ist, dass insgesamt 2% der Landesfläche in Deutschland für Windkraft ausgewiesen wird.

Zwei Prozent mag sich viel anhören, allerdings allein die Sport-, Freizeit- und Erholungsfläche in Deutschland nimmt 1,5% (2022) der Landesfläche in Anspruch und 2,6% geht für den Straßenverkehr drauf, wie man hier nachlesen kann.

Daher würde ich behaupten, dass das gar nicht viel ist im Vergleich zu den sonstigen Nutzungsarten in Deutschland.

Um einzuschätzen, was das konkret für Deutschland und die Bundesländer heißt, eine Übersicht aus dem Bund-Länder-Kooperationsausschuss von 2023.

Stand der Umsetzung der Ziele zur Flächenausweisung nach WindBG

Zusätzlich wird in diesem Gesetz Repowering (das Ersetzen alter Windenergieanlagen durch neue leistungsstärkere Versionen) massiv beschleunigt.

Ein konkretes Beispiel findet man hier.

Statt 2 Jahre konnte das Projekt in weniger als sechs Monaten durchgesetzt werden.
Das sind konkrete, massive Beschleunigungen dank der Ampel.
So sehr man die Ampel bei vielen Dingen kritisieren kann, bei der Energiewende sind diese Veränderungen bereits messbar spürbar.

Außerdem sollen pauschale Mindestabstände nur noch erlaubt werden, wenn man trotz dieser die Ziele zur Flächenausweisung erfüllt. Falls das nicht der Fall ist, sind diese nicht mehr zulässig. (Was Bayern konkret traurig machen dürfte.)


Gesetz zur Änderung des Energiesicherungsgesetzes und anderer energiewirtschaftlicher Vorschriften

Die 3.0 Formulierungshilfe dieses Gesetzes beinhaltet sehr wichtige Veränderungen.

  • Mit dieser Regel wird die Abschaffung der 70%-Reglung für PV-Neuanlagen bis 25 kWp vorgezogen und umgesetzt. (Das bedeutete, dass man 70% der Wirkleistungseinspeisung begrenzen musste) Bei Bestandanlagen betrifft das alle Anlagen bis 7 kWp.
  • Steckersolar (Balkonkraft) wurden einige Unsicherheiten klargestellt, damit man diese leichter verbauen kann.
  • Biomasseanlagen verlieren einige der Limitationen, die man vorher noch hatte. Betreffen mehr Detailfragen und Bürokratisierung.
  • Transportkapazitäten des bestehenden Stromnetzes werden erhöht. Das bedeutet, dass der Spielraum für Höchstspannungsnetze in Deutschland unbürokratischer angepasst werden können.
  • Bei Windkraft können Änderungen zu den Leistungssteigerungen (sei es über Typenänderung oder Softwareupdates) unbürokratisch ermöglicht, da Änderungsgenehmigungsverfahren weit entschlackt werden.

Ein gutes Gesetz, das viele kleinere Änderungen durchsetzt.


Gesetz zur Beschleunigung des Braunkohleausstiegs im Rheinischen Revier

Der Name des Gesetzes ist Programm.

Einige Kohlekraftwerke sollen viele Jahren vorher vom Netz gehen, was durch den beschleunigten Ausbau von regenerativen Energien allerdings eh passieren würde.

Wir reden als Beispiel von Niederaußen K, Neurath F (BoA 2) und Neurath G (BoA 3), deren Stilllegung von 2038 auf 2030 vorgezogen werden.

Aus meiner Sicht Symbolpolitik. Allerdings ist auch Symbolpolitik nicht unwichtig, damit wir als Bürger sehen, dass die Zukunft immer näher kommt.

RWE u. A. würde diese Kraftwerke aufgrund von fehlender Profitabilität und weit günstigerer Solar- wie Windenergieanlagen ohnehin vor 2038 abschalten meiner Auffassung nach.


Jahressteuergesetz 2022 (JStG 2022)

Ja, das Gesetz spielt auch für die Energiewende eine Rolle.

Ab dem 01.01.2023 wurden die Grenzwerte für die Befreiung der Einkommensteuer für PV-Anlagen auf 30 kWp für Einfamilienhäuser und Mehrfamilienhäuser bis 15 kWp (pro Wohnung/Geschäftseinheit bis 100 kWp) erhöht. Vorher galt das nur bei Anlagen bis 10 kWp.
Also eine signifikante Verbesserung, da der bürokratische Aufwand bei Einkommensteuer wegfällt.
Weniger Papierkram ist (fast) immer gut.

Gleichzeitig wurde die Umsatzsteuer bzw. Mehrwertsteuer bei Lieferung und Installation für PV-Anlagen auf Wohngebäuden auf 0% reduziert, was selbstverständlich eine deutliche Kostenreduktion bedeutet. Das betrifft die Module, Wechselrichter, wie auch Stromspeicher.

Dazu dürfen mit dem Gesetz auch Lohnsteuerhilfevereine bei der Beratung helfen. Das war vorher nicht erlaubt.


Kapitel 2: Aber was ist mit Land X?

Kapitel 2: Aber was ist mit Land X?

Was ist mit China?

Sobald es um die Energiewende geht, gibt es in Diskussionen zwangsläufig eine Form dieser Aussage:
“Aber Deutschlands CO2-Emissionen sind doch irrelevant, ohne Länder wie China oder USA bringt alles, was Deutschland macht nichts?!”

Ja. Grundsätzlich ist das keine falsche Aussage.
Allerdings suggeriert die Aussage, dass Deutschland nicht immens von regenerativen Energien profitiert und andere Länder nichts machen würden.

Table B.4a ⊳ Technology costs in selected regions in the Stated Policies Scenario

Photovoltaik und Windkraft gehören zu den günstigsten Stromerzeugungsquellen, die man weltweit auftreiben kann.
VALCOE berücksichtigt auch den Kapazitätsfaktor/die Volllaststunden der Erzeugungsquellen in USD/MWh, was insbesondere für PV + Windkraft sehr wichtig ist.
Capital costs/CAPEX steht für die Investitionskosten in USD/kW, also wie viel (einmalig) zum Kaufen der Grundstücke, Gebäude und Equipment investiert werden muss.
Capacity factor steht für den Kapazitätsfaktor bzw. die Volllaststunden in Prozent, folglich wie viele Stunden im Jahr diese Geräte ihre “maximale” Leistung erbringen können.
Fuel, CO2, O&M/OPEX steht für die Betriebskosten der Anlagen in USD/MWh.

Logischerweise sollte man das auch bei den Kapazitätszubauzahlen global sehen.

Voilà:

Share of global capacity additions by technology
Share of global capacity additions by technology

Diese Diskussion bezüglich der Energiewende ist sehr eigenartig, sofern man sich ernsthaft pragmatisch und inhaltlich mit dem Thema beschäftigt.
Schaut euch die Bilder einfach an, der globale Zubau geht eindeutig in eine Richtung und auch wenn man den Kapazitätsfaktor von Photovoltaik und Windkraft beachtet, ist es eindeutig.
473 GWp an regenerativen Energien vs. 5,5 GWp in Kernkraft für das Jahr 2023.

Ernsthaft, wie deutlich muss der Abstand noch werden?

Insbesondere in China fließen absurde Menge an Geld in saubere Energien - 2023 waren es ganze 676 Milliarden Dollar.

Share of global capacity additions by technology

Tatsächlich muss man sagen, dass die Erzeugungskapazitäten in China auf einem völlig anderen Level sind.
Sei es, dass China 2023 mehr Photovoltaik-Kapazität zugebaut hat als jedes andere Land überhaupt insgesamt hat.
Ja, es ist korrekt, dass China auch Kohlekraft zubaut, nur wie bereits im Wasserkraftkapitel erklärt, wird das vom Zubau von regenerativen Energien verdrängt.

Zusätzlich zu den Erzeugungskapazitäten dominiert China bei der Frage der E-Auto-Verkaufszahlen.

Pure battery EVs are beating out plug-in hybrids and fuel-cell vehicles
There are now almost 41 million passenger EVs on the road

China verfügt über den größten Automobilmarkt weltweit und ist bei der E-Mobilität die führende Kraft, sofern man China mit Europa oder USA vergleicht.

Neuzulassungen/Verkäufe von Personenkraftwagen

Sieht man auch beim Verband der Automobilindustrie (VDA) eindeutig.

Als Vergleich seht ihr jetzt die deutschen PKW-Zulassungszahlen:

Die Elektrifizierung der Straße Anteil von Elektroautos an allen Neuzulassungen in Deutschland pro Monat

Deutschland muss dringend aufholen bei E-Auto-Zulassungszahlen.
Aus meiner Sicht müssen E-Autos ca. 20-30% nach Automobilkategorie günstiger werden, damit es zum Selbstläufer wird.
Mit kommenden Fahrzeugen wie dem Citroën ë-C3 oder Renault R5, die endlich die Einstiegspreise von 25.000 Euro bzw. darunter erreichen.
Wichtiger Schritt, dass die Preise fallen, damit außerhalb von China E-Autos einen größten Marktanteil erreichen.

2023 waren folgende Firmen die Top 10 für E-Auto-Akkus:

The Top 10 EV Battery Manufacturers in 2023

Konkret hat China auch bei der E-Mobilität-Fertigung einen immensen Vorsprung.
CATL hat 18.000 Mitarbeiter angestellt, die ausschließlich für die Forschung und Entwicklung neuerer Akkus zuständig sind.
Sowas führt dann zu Akkus wie der Shenxing Plus, die mutmaßlich über 1000 Kilometer Reichweite erreichen und an schnellen Ladesäulen 600 KM in 10 Minuten nachladen.

Neben E-Auto-Akkus sieht das bei generelleren Akkuspeicherfertigungen nicht anders aus:

Battery Manufacturing Capacity Is Oversupplied Announced lithium-ion battery manufacturing capacity and demand in 2025.

Ja, das lest ihr völlig richtig.
Sofern diese Ausbaupläne umgesetzt werden, würde die weltweite jährliche Produktion an Akkuspeichern (7,9 TWh) entschieden die Nachfrage (1,6 TWh) übersteigen.
Im Bloomberg-Artikel wird ausgeführt, dass selbstredend nicht alle diese Projekte umgesetzt werden, da logischerweise die meisten Firmen diese Situation ebenfalls einschätzen können.

Hinzukommend entstehen in Ländern wie Deutschland, USA und selbstverständlich auch China zusätzliche Kapazitäten für Natrium-Ion-Akkus.

Innovationspotenzial von Natrium-Ionen-Batterien

Natrium-Ion-Akkus sind insofern interessant, weil Natrium als Ressource nahezu überall auf der Welt verfügbar ist.
Tatsächlich besteht die Erdkruste zu 2,36% aus Natrium.
Damit man ein Bild vor Augen hat, was das für die Materialförderung bedeutet:
Eisenerz (5,63% der Erdkruste) ist die Ressource unter den Metallen, die weltweit am meisten gefördert wird mit einem gewaltigen Abstand, seht selbst:

All the Metals We Mined in One Visualization (2022!)

Lithium findet ihr sehr weit unten in dieser Übersicht und mit der Perspektive der Vorkommen bei Eisenerz könnt ihr euch vorstellen, warum sehr viele Länder Natrium-Ion-Akkuspeicher im Blick haben.

Nach dem Fraunhofer Institut FFB können Natrium-Ion-Akkus vollständig, ohne Abhängigkeiten aus dem Ausland, in Europa gefertigt werden.

Neuer Umfeldbericht analysiert Chancen und Risiken entlang möglicher zukünftiger Wertschöpfungsketten

Statt Kupfer Aluminium verwenden zu können oder Preußisch Blau als Aktivmaterial in der Kathode zu verwerten, führt zu einer immensen Kosteneinsparung.

Übersicht Industrie und Forschungsaktivität Zellproduktion

China spielt auch bei diesem Thema eine große Rolle und investiert viel Geld.
Bis 2030 wird Natrium-Ion eine signifikante Rolle annehmen, allein aus wirtschaftlichen Gründen.

Abschließend muss man deutlich sagen, dass insbesondere “Aber China?!” als Argument komplett bescheuert ist, wenn man sich die Fakten anschaut.
China baut in einer Geschwindigkeit regenerative Energien in jeder Form zu, was auch völlig Sinn ergibt, denn die geringeren Abhängigkeiten aus dem Ausland sind auch für ein energiehungriges Land selbstverständlich ein wichtiger Aspekt.
Klar, günstiges Gas aus Russland ist praktisch, noch günstigere regenerative Energien sind noch praktischer - Zeigt sich auch an den Milliardeninvestitionen.

Europa und insbesondere Deutschland muss dringend das Tempo beim Aufbauen eigener Produktions- und Forschungskapazitäten anziehen, damit man bei der Energiewende nicht von anderen Nationen vollständig abgehängt wird.
Natrium bietet eine Gelegenheit, das Ruder rechtzeitig rumzureißen.

Es lohnt sich.


Was ist mit den USA?

Als wirtschaftlich stärkste Nation des Planeten spielen die Vereinigten Staaten von Amerika eine signifikante Rolle, was die CO2-Emissionen und wirtschaftliche Entwicklungen im Bereich der Energieindustrie betrifft.

In dieser Quellenliste habe ich bereits im Was ist mit China? oder Ist Deutschland bei Energiethemen ein Geisterfahrer? Artikel aufgegriffen, dass in der Welt allgemein beachtlich viel Geld in regenerative Energien gesteckt wird.

Betrifft das auch die USA?
Schauen wir uns die Fakten an.

Vorab: Die EIA (Energy Information Administration) veröffentlicht eine Statistik zu geplanten Stromerzeugungskapazitäten, welche ihr hier findet.

Table 6.1. Electric Generating Summer Capacity Changes (MW), April 2024 to May 2024.

Eine Erklärung:

Wir suchen nach Planned Net Change, was den Nettozubau (Zubau - Rückbau) an Kapazität die nächsten 12 Monate zeigen soll basierend an Berichten an die EIA.

Konkret beträgt der Zubau der Stromerzeugungskapazitäten (ich zähle ab 400 MWp) diese 12 Monate:

Windkraft auf Land - 5,49 GWp
Windkraft auf See - 0,93 GWp
Photovoltaik - 34,46 GWp
Akkuspeicher - 16,67 GWp
Gas - 0,45 GWp
Kohle - -2.86 GWp
Erdöl - -0,52 GWp

Also tatsächlich regenerative Energien dominieren mit absurden hohen Abstand.
Wir reden von 57,55 GWp regenerative Energien und (-2,93 GW) Zubau (Rückbau) in den USA.

Sofern es um Kernkraft geht, ging Vogtle-4 am 6. März nach knapp 10,5 Jahren ans Netz.
Ein weiteres großes Kernkraftprojekt für USA ist aktuell (Stand 22.08.2024) nicht im Bau.

Nun weiter zu den generellen Stromerzeugungstrends in den USA:

Visualisierung der Stromerzeugung seit 1949 bis 2023. Regenerative Energien haben 2021 Kernkraft und 2022 Kohle überholt. Gas leider am Wachsen. Kohle stark am Sinken.
2023 Veränderungen, -9 TWh Wind, +33 TWh PV/Solar, -15 TWh Wasserkraft, -4 TWh Bioenergie, -4 TWh Kernkraft, -156 TWh Kohle, +115 TWh Gas.

Zu Beginn kann man festhalten, dass auch in den USA regenerative Energien wachsen.
Kohleverstromung stürzt rasant ab, während die Gasverstromung wächst.
Kernkraft stagniert seit 20 Jahren, da Neubauprojekte gerne mal 10 oder 11 Jahre Bauzeit benötigen und die Alternativen aus Wind- und PV-Strom deutlich günstiger sind.

Selbst wenn wir uns die Hochburg der Republikaner, Texas, anschauen, sieht man diesen Trend eindeutig.

Ercot-Daten von 2018 und 2023 für Texas

Texas, ausgerechnet Texas zeigt, wie schnell sich ein Strommix verändern kann.
Hier geht es pur um wirtschaftliche Vorteile, weshalb nicht Kernkraft, sondern PV/Solar + Windkraft und begrenzt Strom aus Erdgas dominiert. Kohle und Kernkraft spielen weniger eine Rolle.

2024 wird sich das natürlich nicht ändern, wie schon im Aber China Beitrag angesprochen, fließt eine Menge Geld:

Share of global capacity additions by technology

Laut BloombergNEF investiert die USA 303,1 Milliarden Dollar in saubere Energien mit einem Löwenanteil an Investitionen für Stromnetze und Kapazitäten an regenerativen Energien.
Außerdem wirkt der Inflation Reduction Act von 2022 und dieses Gesetz sorgte allein für ca. 250,6 Milliarden Dollar an Investitionen mehreren hunderten Milliarden an Subventionen für den Energiesektor.

Ja, all dieses Geld hat zu Resultaten geführt.
Wenn man sich die geplanten Projekte für das Jahr 2024 anschaut, wird man förmlich erschlagen:

Solar and battery storage to make up 81% of new U.S. electric-generating capacity in 2024

94%. 94% der geplanten Kapazitäten im Stromsektor sind regenerative Energien.

Der Anteil von neugebauter Kernkraft beträgt 2% und da geht es um Vogtle-4.

Natürlich muss man bei den verschiedenen Stromerzeugungsquellen die Volllaststunden berücksichtigen, dennoch zeigen all diese Trends der Energy Information Administration (EIA), wohin die Reise für die USA geht. Eindeutig in Richtung der regenerativen Energien.

Dazu findet man in den USA ein spannendes Beispiel, wie Akkuspeicher als Kurzzeitspeicher funktionieren können, da die USA bereits sehr aggressiv in diese Projekte investiert:

Data source: U.S. Energy Information Administration, Preliminary Monthly Electric Generator Inventory, December 2023
Capacity additions doubled in 2023, led by China, the United States and the European Union

Offensichtlich investiert die USA nicht wenig Geld in Akkuspeicher.
Aus meiner Sicht könnte man sich etwas Gedanken machen, wieso Länder wie China und USA so viele Milliarden in diese Sektoren stecken und ,dass das vielleicht doch wirtschaftlich eine gute Idee ist.

Zur Erklärung, wie das mit Akkuspeichern abläuft, schauen wir nach Kalifornien:

Giant Batteries Are Transforming the Way the U.S. Uses Electricity
California How Batteries Operated on the Grid in April 2024

Kalifornien verfügt über die größte Menge an Akkuspeichern und zeigt, dass über den Tag die Akkuspeicher aufgeladen werden, damit abends bis in die Nacht Strom wieder ins Netz eingespeist werden kann.
In anderen Beiträgen dieser Quellenliste habe ich bereits angesprochen, dass die letzten Jahre die Preise für Akkuspeicher von ca. 800 Dollar pro kWh 2013 zu unter 140 Dollar pro kWh 2023 gefallen sind und mit Blick auf Natrium-Ion-Akkus, welche kein Lithium, Nickel oder Kobalt benötigen, werden die Preise weiter fallen.

Zu E-Autos halte ich mich kurz:

Table 2.1 ⊳ Selected plans to phase out ICE vehicles

Auch die USA hat eine Vorgabe in einigen Bundesstaaten, dass ab 2035 100% der PKW-Erstzulassungen Zero-Emission-Vehicle (ZEV) sein sollen - Damit sind Verkäufe gemeint, nicht der Bestand.
Normalerweise würde ich mir wünschen, dass man das gar nicht erklären müsste, nur selbstverständlich heißt das nicht, dass ab 2035 Leute mit einer Armbrust durch die Straße laufen und mit einem EMP-Pfeil eure Verbrenner zerstören.
Ihr könnt die so lange fahren, wie ihr wollt, da geht es nur um Erstzulassungen wie in der EU.
Entweder E-Autos oder Brennstoffzelle, wobei es in dieser Frage einen eindeutigen Sieger gibt.
Am Ende kann auch die USA Physik nicht überwinden, deshalb läuft es bei dieser Gesetzesvorgabe für die Bundesstaaten Kalifornien, Maryland, Massachusetts, New Jersey, New York, Oregon, Rhode Island, Vermont, Virgina, Washington und der District of Columbia auf 100% - E-Autos hinaus.

Sofern man also besorgt ist, ob Deutschlands Pfad zu regenerativen Energien und E-Autos unsinnig ist, weil die USA nicht mitmacht, kann man beruhigt sein.

Offensichtlich macht die USA nicht nur mit, sondern versucht mit absurd viel Geld ganz vorne mitzuspielen.

Denn regenerative Energien sind günstiger - Das hat man in den USA verstanden.

Deutschland sollte mitziehen und nicht zurückfallen.


Was ist mit Frankreich?

Im Diskurs um die Energiewende sagen Leute gerne sinngemäß:
Hallo, Frankreich hat viel weniger Emissionen mit Kernkraft?! Wieso macht man das nicht genauso in Deutschland?!

War dieser Kurs richtig und sollte Deutschland diesen übernehmen?
Ich werde in diesem Beitrag erklären, wieso das in der heutigen Zeit ein Fehler ist bzw. wäre.

Frankreich hat in Energiefragen eine signifikant andere Richtung eingeschlagen als Deutschland mit Fokus auf Kernkraft.
Gigantische Investitionen in Kernkraft durch den Messmer-Plan kurz vor der ersten Ölpreiskrise 1973 zur Überkapazitätskrise 1988 (61% Auslastung der Kernkraftwerke gegen Westdeutschlands 74% zur Zeit, da Frankreich den Mehrstrombedarf massiv falsch eingeschätzt haben) zum aktuellen Status Quo:

France electricity generation by source - in Terawatt hours

Basierend an den CO2-Emissionen ist Frankreich deutlich besser positioniert als Deutschland bei der Stromerzeugung, daran kann man auch als Freund der regenerativen Energien kaum anders argumentieren:

Emissions Intensity Frankreich vs. Deutschland

Jetzt kommt allerdings der zentrale und wichtigste Punkt, welcher vor zehn Jahren mich vom ehemaligen Kernkraftunterstützer zum Kernkraftgegner verändert haben: Wirtschaftlichkeit.

Zu Beginn eine Übersicht über die Stromerzeugungsentwicklung in Frankreich:

Öffentliche Nettostromerzeugung in Frankreich im Halbjahr 1
Öffentliche Nettostromerzeugung in Frankreich im Halbjahr 1

Selbstverständlich sind die absoluten Mengen drastisch unterschiedlich, nur sieht man recht eindeutig, dass Kernkraft in Frankreich stagniert, während regenerative Energien ausgebaut werden.

Kernkraft ist nach neun Jahren immer noch nicht auf demselben Wert von 2015 zurückgekehrt.
Wie lange soll das eigentlich noch dauern?

Zusätzlich hat der Zubau regenerativer Energien bereits jetzt signifikante Auswirkungen auf den französischen Strommarkt:

EDF halts three reactors, plans to take three more offline

Regenerative Energien treiben den Strompreis so weit runter, sodass drei Kernkraftanlagen temporär runtergefahren werden müssen + drei zusätzliche während des Wochenendes.

Zur Erklärung, wieso das problematisch ist:
Logischerweise haben alle Kraftwerke Betriebskosten, welche man als OPEX benennt, die durch den Strommarkt oder den Staat getragen werden.

Nach dem World Energy Outlook 2024 der internationalen Energieagentur betragen die OPEX-Kosten in der europäischen Union 35$ die MWh für Kernkraft.

Jetzt folgt eine Visualisierung, wieso Kernkraft aktuell in der EU so eine schwere Zeit hat.

Epex Spotmarkt Preise

Kurze Erklärung, was das bedeutet:
Minuspreise bedeutet, dass ein Überangebot an Strom durch zum Beispiel Wind- und Photovoltaikstrom verfügbar ist und nicht verwertet werden kann und dir als Privat- oder Gewerbekunde Geld angeboten wird, um den Strom abzunehmen.

Negative Strompreise sind für die Betreiber und das eigene Land offensichtlich nicht gut, da man diesen Strom besser in Energiespeichern verwerten sollte oder damit ggf. Wasserstoff erzeugen sollte statt ein anderes Land zu bezahlen, dass dieser den Strom abnimmt.

Wie man im Bild des EPEX-Spotmarktes sieht, ist das kein spezifisches Problem von Frankreich oder Deutschland, sondern aktuell eine Schwierigkeit der gesamten europäischen Union und den Mitgliedsstaaten des ENTSO-E außerhalb der EU.

Regenerative Energien haben nach dem World Energy Outlook 2023 signifikant niedrigere Betriebskosten als Kernkraft mit 10$/MWh für Photovoltaik und 15-20$/MWh für Windkraft gegen Kernkraft, benötigen dafür allerdings größere Investitionen in Übertragungsnetz- und Energiespeicherkapazitäten.

Trotz dieser größeren Investitionen ins Stromnetz und Energiespeicherkapazitäten zeigen die Entwicklungen der letzten neun Jahre der Stromerzeugungskapazitäten und Stromerzeugungsmengen nicht, dass Frankreichs Kernkraftkurs weitergetragen wird. Selbst von Frankreich selbst.

Jedes Kernkraftwerk erhält einen Namen, also falls euch Leute erzählen, dass angeblich so viele Kernkraftwerke zugebaut werden, fragt sie einfach nach den Namen der Anlagen.
Denn wenn man sich jedes Kernkraftwerkprojekt der letzten vier Jahre anschaut, rätselt man wirklich, woher dieses Gerede von “Alle setzen auf Kernkraft” kommt.
Am Ende zählen nur konkrete Bauprojekte, nicht großspurige Ankündigungen, von denen nicht wenige eingestellt werden.

Seit Dezember 2007 gab es keinen einzigen Baustart eines Kernkraftwerkes in Frankreich. Fast 17 Jahre ist das her.
Flamanville-3 ist nicht einmal fertig zum Zeitpunkt (Ende Juli 2024) des Beitrages.

Da deutlich mehr Windkraft und Photovoltaik zugebaut wird, wirkt es in der Praxis eher so, als sei regenerative Energien die Zukunft, sogar in Frankreich.

Macron calls for 14 new reactors in nuclear 'renaissance' 2022

2022 hatte Macron angekündigt, 14 neue Kernkraftreaktoren bauen zu lassen, um einerseits einige der älteren Kernkraftwerke ersetzen zu können und den höheren Strombedarf der elektrifizierten Welt auffangen zu können.
Wollt ihr raten, wie viele dieser Projekte bereits einen Baustart hatten?

Korrekt. 0.

Selbst wenn man annimmt, dass Flamanville-3 ein Ausreißer wäre, zeigen die Fakten eine andere Sprache:

  • Vogtle-4 in den USA: 11 Jahre
  • Olkiluoto-3 in Finnland: 18 Jahre
  • Shin-Hanul-1 in Südkorea: 10 Jahre
  • Shidao-Bay-1 in China: 11 Jahre

Bedenkt bei diesen Werten: Das sind nur die Bauzeiten.

Häufig liest man bei Leuten, dass Windenergieanlagen auch gerne fünf Jahre dauern, da dort Genehmigungsdauer oder Zeit seit Ankündigung des Projekts weit vor Baustart als Referenz gewählt wird.
Mit Verweis auf die 2022er Ankündigung von Macron verwende ich bewusst nicht diese Grundlage, da die reine Baudauer von Windenergieanlagen oder Photovoltaik einfach massiv niedriger ist und mit Blick auf Genehmigungen Kernkraftanlagen auch viele Jahre brauchen.

Man denke nur an Sizewell-C in Großbritannien, welche 2015 angekündigt wurde und erst im Mai 2024 die besagte Genehmigung erhalten hat.

Meiner Meinung nach reicht die reine Baudauer als Gegenargument bezüglich Kernkraft absolut aus und das Verwenden von Genehmigungsdauer sorgt nur für unseriöse Vergleiche zwischen Demokratien und Autokratien, die keiner einzigen Person in einer faktenbasierten Diskussion helfen.

Nehmen wir also meine 9-12 Jahre Annahme durch die ganzen Beispiele oben als Maßstab und die Ankündigung von Macron, dass der Baustart der sechs neuen Kernkraftanlagen erst ab Mai 2027 beginnen, können wir also erwarten, dass frühstens 2036-2039 die neuen Kernkraftanlagen fertig sind.

In dieser Quellenliste habe ich wiederholt (z. B. im Aber USA Beitrag) darüber gesprochen, dass Akkuspeicherpreise die letzten 12 Monate stark am Fallen sind und selbst die IEA in ihrem Batteries and Secure Energy Transitions die Situation so beschreibt:

. In the European Union, solar PV plus battery storage already easily outcompetes natural gas-fired power, thanks in part to the relatively high natural gas prices in the European Union and relatively low utilisation rates for gas-fired power plants together with the significant price placed on CO2 emissions

Batterien in Kombination mit Photovoltaik sind auch im Vergleich zu anderen emissionsarmen Stromquellen, die heute kommerziell verfügbar sind, äußerst wettbewerbsfähig.
Die wertbereinigten Stromgestehungskosten von Photovoltaik plus Batteriespeicher sind in den meisten Märkten heute deutlich niedriger als die von Kernenergie, in China wird diese Schwelle jedoch erst um 2025 in der STEPS überschritten.
Internationale Energieagentur

Dieser Bericht stammt vom April 2024 und ist sehr lesenswert (klickt auf das Bild, der sollte euch zur konkreten Seite und dem besagten Bericht führen) und zeigt genau diese These, die ich vertrete.

Noch schlimmer wird es, wenn man sich die aktuellen Preise für Akkuspeicher in China anschaut:

Lithium-ion Battery Prices Are Dropping Fast Battery pack prices in China - unter 100$/kWh Oktober 23 bei mittlerweile 75$/kWh April 24
Battery Margins Are Being Squeezed China cell spot prices and manufacturing costs - also sogar die Fertigungskosten stürzen ab.

Mein Gedanke zu diesem Thema ist leicht zu erklären:
Bei der Menge an Geld, die in Akkuspeicherforschung und Kapazitätenaufbau gesteckt wird und zusätzlich durch die fallenden Fertigungskosten durch Effizienzsteigerungen und neue Fertigungsverfahren die Wirtschaftlichkeit jedes Jahr verbessert wird.

Die Nuklearbranche sieht sich zunehmend der Konkurrenz durch erneuerbare Energien und der flexiblen Stromversorgung ausgesetzt. Zuletzt lagen die weltweiten Investitionen in stationäre Stromspeicher zum ersten Mal höher als in die Atomtechnik.

Wie soll Kernkraft bis 2036 bis 2039 auch nur ansatzweise eine Chance haben?

Mai 2024 wurde der erste Natrium-Ion Speicher in China ans Netz angeschlossen, welche ebenfalls noch günstiger sind, da Natrium 100-150 Mal häufiger im Erdmantel verfügbar ist und grundsätzlich eine der häufigsten Ressourcen des Planetens ist.

Osteuropa hat aktuell eine Welle an Problemen mit Finanzierungen von Kernkraftanlagen und dieses Schicksal sehe ich persönlich auch für Frankreich kommen.
Mit jedem Jahr wird es schwerer Kernkraftanlagen ohne immense staatlichen Hilfen zu betreiben.

Abschließend eine kleine Zusammenfassung:

War die Entscheidung von Frankreich richtig, vor Jahrzehnten mehr auf Kernkraft zu setzen?
Aus meiner Sicht Ja.

Ergibt das heutzutage Sinn mit Blick auf regenerative Energien diese Route zu heutigen Konditionen zu wiederholen?
Aus meiner Sicht eindeutig Nein.

Ein Messmer Plan würde heute viel zu viel kosten, es würde zu lang dauern und selbst Frankreich als Kernkraftvorzeigeland hat massive Probleme, bereits erreichte Stromerzeugungsmengen vor neun Jahren (!) zu erreichen.
Unabhängig wie man zum Thema Müll aus Kernkraftanlagen oder Sicherheit steht, die Wirtschaftlichkeit ist das unausweichliche Problem von Frankreich.

Selbst Frankreich baut mehr Windkraft und Photovoltaikanlagen zu, also muss sich Deutschland da nicht verstecken.


Kapitel 3: Photovoltaik

Kapitel 3: Photovoltaik

Worauf soll ich beim Photovoltaik-Kauf achten?

Photovoltaik ist in aller Munde dank massiv gefallener Preise, sodass sich Photovoltaik-Anlagen an immer mehr Orten lohnen, egal ob als Gartenzaun, als zusätzliche Einnahmequelle für Landwirte oder gar als Abdeckung für Kanäle, um die Verdunstung des Wasser zu verringern.

Selbstverständlich möchte man sich keine schlechten Module besorgen, welche dann frühzeitig kaputt gehen.
Trotz der günstigen Preise bleiben Photovoltaik-Anlagen eine Investition, die sich erst nach einigen Jahren rechnet. Glücklicherweise bei gerne mal 40+ Jahre Lebenszeit kein Problem.

Zuerst empfehle ich ein Solarkataster zu befragen, sofern euer Bundesland oder (im Fall von Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Sachsen-Anhalt und bizarrerweise Schleswig-Holstein) Gemeinde über so etwas verfügt.

Konkretes Beispiel aus Rheinland-Pfalz:

Landesweites Solarkataster Rheinland-Pfalz

Hier bekommt ihr grobe Angaben, wie viele m² an Modulen ihr verbauen könntet, wie die nutzbare Einstrahlung aussieht und welche besonders wichtig sind, die maximale Leistung in kWp und der potenzielle Stromertrag pro Jahr in kWh.

Die Links zu euren Bundesländern:

PV-Kataster Thüringen
PV-Kataster Sachsen
PV-Kataster Saarland
PV-Kataster Rheinland-Pfalz
PV-Kataster Nordrhein-Westfalen
PV-Kataster Hessen
PV-Kataster Hamburg
PV-Kataster Bremen
PV-Kataster Brandenburg
PV-Kataster Berlin
PV-Kataster Bayern
PV-Kataster Baden-Württemberg

Für die anderen Bundesländer gibt es keine landesweiten PV-Kataster, dennoch haben viele Städte und manche Gemeinden eigene regionale Lösungen, schaut hier vorbei, vielleicht findet ihr eure Stadt/Landkreis oder hier mit einigen Beispielen für Österreich und die Schweiz.

Jetzt, wo ihr wisst, ob sich die Anlage lohnt und wie viele ihr euch besorgen könnt und wollt, die nächste Frage:
Sollte man sich PV-Anlagen mieten oder kaufen?

Pauschal: Bitte mietet euch keine PV-Anlagen.
Ich bitte euch darum, bitte macht das nicht. Lieber spart euch nach und nach das Geld an.
Dank der ganzen Jahre Erfahrung und dutzender Kostenvoranschläge verschiedener Zuschauer sind Mietkonzepte oder auch Mietkaufkonzepte nahezu immer wirtschaftlich sehr negativ für euch.
Natürlich bedeutet das nicht, dass das in absolut jeder Situation korrekt ist, nur bei den aktuell fallenden Preisen der Module ist das Kaufen eine erstrebenswertere Sache.

Um es stumpf zu sagen, mir ist kein Fall bekannt, bei dem das wirtschaftlich nicht ein Totalschaden ist. Ihr könnt euch teilweise durch das gesparte Geld die doppelte Menge Module besorgen, so schlimm sind diese Konstrukte heutzutage.

Mittlerweile gibt es glücklicherweise auch Erfahrungen und Rechner der Verbraucherzentrale NRW:

PV-Anlage: mieten oder kaufen?

Fairerweise ist diese Rechnung noch einmal eine Spur extremer als ich sie in den meisten Kostenvoranschlägen kenne, nur ca. 20-50% Aufpreis wäre auch mein Erfahrungswert für effektiv keinen Vorteil.
Seit 2020 konnte mir kein einziger Anbieter auf direkte Nachfrage ernsthaft erklären, wieso man diesen Aufpreis akzeptieren sollte.

Lasst euch da auch nicht verunsichern durch angeblich steigende Strompreise oder eine viel zu hohe gerechnete Autarkie.
Bezüglich steigender Strompreise halte ich die Angst, mit Blick auf die kommende Smart-Meter und dynamische Stromtarife-Zeit, für völlig hanebüchen.
Wechselt/Überprüft außerdem einmal im Jahr eure Stromanbieter, das gehört zu den einfachsten Dingen, die man in Deutschland machen kann und euch kann da nichts passieren.
Autarkie kann man meiner Erfahrung nach durchschnittlich mit einem Autarkiegrad von ca. 30-40% (ohne Akkuspeicher) und ca. 60-70% (mit Akkuspeicher) rechnen.
Bedenkt allerdings hier, dass es durchaus Abweichungen +-10% geben kann, je nach eurer Dachausrichtung und Verbrauch. Falls euch allerdings von 100% (über das gesamte Jahr) Autarkie und nahezu keinem Netzbezug erzählt wird, dann ist das meist ziemlicher Unfug.
Winterzeit kann man, so schön es wäre, leider nicht mit der eigenen PV-Anlage decken.
100% ist nur mit wenigen sehr teuren Lösungen möglich, wie z. B. einem eigenen Wasserstoffspeichersystem wie PICEA.
Allerdings reden wir bei solchen Lösungen von kaum wirtschaftlichen Anwendungen für den privaten Zweck.
Falls man gerne so wenig Netzbezug wie möglich haben möchte, spricht dagegen nichts. Nur ist das eben absolut nicht wirtschaftlich begründbar bei den hohen Anschaffungskosten.

Nun da geklärt ist, dass Mieten der Anlagen keine gute Idee ist, zur nächsten Frage:

Ist ein Akkuspeicher eine gute Idee?

Bis vor 2023 war diese Frage tatsächlich deutlich komplexer als man meinen würde, wirtschaftlich gab es Studien z. B. von der Hochschule für Technik und Wirtschaft Berlin.

Zitat: “Batteriespeicher verschlechtern das wirtschaftliche Ergebnis der PV-Anlage. Lediglich in der Kombination eines kleinen Speichers mit einer großen PV-Anlage lässt sich überhaupt eine schwach positive Rendite erzielen.”

Zur Erklärung für diese etwas ungewöhnliche (und auch jetzt veraltete) Aussage:
Kosten pro kWh waren deutlich höher und Lebensdauer der Akkuspeicher waren deutlich niedriger.

Wie bereits hier geklärt wurde, fallen die Akkupreise signifikant schnell die letzten Jahre.
Ähnlich wie die PV-Überproduktionskrise in China entwickelt sich durch das Aufkommen von Natrium-Ion-Akkuspeichern und auch die kommende absurde Überproduktion im Lithium-Bereich sorgt dafür, dass die Preise 2025 bis 2026 stark fallen werden.

Battery Manufacturing Capacity Is Oversupplied

Bei Photovoltaik sprechen wir von ca. der dreifachen Menge an Modulen an Angebot, als global überhaupt an Nachfrage vorhanden ist.

Sofern man dieses Bild oben betrachtet, sieht man sehr deutlich, wie sich die Überproduktion bildet.
Selbstredend wird nicht alles an geplanter Kapazität überhaupt starten, nur werden neue Anbieter es unfassbar schwer haben und Preisschlachten ohne Ende erwarten uns.

Meine Priorität und Empfehlung wäre aktuell (14.04.2024):
So viele PV-Module wie möglich aufs Dach hauen (da ein weiterer Preisverfall bei Modulen kurzfristig nicht zu erwarten ist) und sobald das erledigt ist, dann erst zeitlich schauen, welcher Akkuspeicher in Frage kommt.

Welcher Akkuspeicher wäre also eine gute Idee, falls man nicht warten will und jetzt schon ranmöchte?

Da verweise ich gerne auf die Stromspeicher-Inspektion 2024.

Grundsätzlich sind Lithium-Eisenphosphat-Akkus (LiFePO4) immer zu empfehlen.
Längere Lebenszeit (durch Zyklenfestigkeit) und der größere Platzbedarf bei geringerer Energiedichte ist im Gegensatz zu E-Autos kein Problem bei Heimspeichern.
Dazu ist das Brandrisiko bei Lithium-Eisenphosphat niedriger als bei klassischen NMC-Lithium-Ion-Akkus, selbst wenn wir hier von einem Brandrisiko von 0,008% im Jahr 2023 (bis Oktober) sprechen.
Achtet da bitte darauf.

Ob ihr euch einen deutschen Anbieter oder nicht deutschen Anbieter aussucht, ist eine Sache der eigenen Priorität, grundsätzlich sind die Qualitätsunterschiede nicht so dratisch, dass man das spezifisch erwähnen müsste.

Jetzt zur finalen Frage: Worauf muss man bei Photovoltaik-Modulen achten?

Direkt eine Warnung zu Beginn: Falls euch einer Dünnschicht-Module verkaufen will, rennt weg.
Diese Art von Photovoltaik-Module sind seit über zehn Jahre nicht mehr Stand der Technik fürs eigene Dach und werden bizarrerweise trotzdem teilweise von Handwerkern angeboten.

Zusätzlich eine weitere Warnung: Es gibt gerne Angebote für “Indach-Solarmodule”
Nutzt das ggf. für Parküberdachungen oder Carports, nicht für euer Eigenheimdach.
Um es sehr simpel zu formulieren: Ihr bezahlt mehr Geld, da es komplexer zu installieren ist, die Wärmeabführung ist schlechter und habe über die Jahre ab und an von Dichtigkeitsproblemen mit den Dächern gelesen. Der ästhetische Effekt ist sehr begrenzt für diese potenziellen Probleme. Vermeidet das.

Viele Module heutzutage haben einen sehr ähnlichen Standard, da achte ich persönlich auf diese Faktoren:

  • Glas-Glas-Modul (nicht Glas-Folie, die zwar günstiger, allerdings auch nicht ganz so langlebig sind. Lieber die Langlebigkeit mitnehmen!)
  • Degradationsrate von unter 0,35%

  • Es müssen schwarze monokristallinen (nicht bläulich schimmernd, das wären Polykristallin) Module sein.

Ja, das sind tatsächlich die einzigen “Must-Haves” aus meiner Sicht.

Natürlich gibt es noch mehr Punkte, die man beachten kann z. B.

  • dass die Module im TOPCon-Verfahren statt PERC gefertigt sind.
  • Oder auch, dass der Temperaturkoeffizient-Wert niedrig ist.
  • Garantie von 25+ Jahren. Leider wie bei allem schwer einzuschätzen, welche Firmen in 25+ Jahren noch bestehen und nicht zugrunde gegangen sind. Daher kein Must-Have.

Allerdings sind das Faktoren, die für mich nicht essenziell oder entscheidend sind.

Während Photovoltaik so im Hype sind, gibt es immer wieder Trittbrettfahrer, die einem billigen Schrott verkaufen, also achtet einfach auf die Must-Haves und ja, Trina, Maxeon, Panasonic und Canadian Solar sind als Marken grundsätzlich okay.
Wenn ihr unbedingt eine europäische Firma unterstützen wollt, 1Komma5 ist ein Start-Up, welche in Deutschland produzieren wollen.
Muss aber trotzdem deutlich sagen, dass es für neue Anbieter wegen der besagten PV-Überproduktion-Krise weiter oben ziemlich schwer für sie sein wird, auf dem Markt zu bestehen. Als Warnung bezüglich Garantie.

Falls weitere Fragen vorhanden sind, stellt diese Frage auf Instagram oder bei Twitch im Chat.
Diese Antwort spezifisch wird über die kommenden Monate Stück für Stück erweitert werden.


Worauf sollte ich beim Balkonkraftwerk-Kauf achten?

Da mittlerweile sogar bei Supermärkten regelmäßig mit Steckersolar bzw. Balkonkraftwerken geworben wird, lohnen sich ein paar Sätze zur Kaufberatung.
Ich werde im Kontext dieser Frage ab jetzt von Steckersolaranlagen sprechen, da das die Bezeichnung aus dem Solarpaket 1 und manchen Förderungen ist.

Grundsätzlich immer daran denken:
Steckersolaranlagen können auch im Garten, an Fassaden bei Häusern ohne Balkon und am Balkon angebracht werden.
Die Geräte sind am Ende sehr flexibel und eure Kreativität ist der einzige limitierende Faktor.

Zusätzlich: Schaut bitte bei euch in der Gemeinde/Stadt oder auch im Bundesland nach, ob Steckersolaranlagen gefördert werden.
Als konkretes Beispiel fördert Schleswig-Holstein Balkonkraft-PV mit 200 Euro.
Auch Berlin hat ein konkretes Förderprogramm für diesen Zweck mit maximal 500 Euro Förderung.

Gerade wenn es um die Frage der Wirtschaftlichkeit geht, können diese 200 Euro oder gar bis zu 500 Euro Förderungen dafür sorgen, dass sich die Anlagen bei euch einige Jahre vorher rechnen werden.

Ein weiterer Aspekt, der bei Steckersolar- wie auch PV-Anlagen gilt, ist die Ausrichtung und Systemmontage:

Ausrichtung und Neigung der Anlage haben Einfluss auf den Ertrag. Das kann Unterschiede beim Ertrag von 5 bis 50% bedeuten.

Idealerweise habt ihr eine südliche Ausrichtung mit einer Neigung von 30 Grad.
Westlich und Östlich ist auch okay, da redet man gerne von ca. 10-20% weniger Ertrag. Das ist kein gewaltiges Problem.
Falls ihr nur eine nördliche Ausrichtung haben solltet, dann lohnt es sich in den meisten Fällen nur sehr eingeschränkt.
Komplett nutzlos ist es nicht, wie oft behauptet wird, nur je nach Neigungswinkel geht schon viel vom jährlichen Ertrag verloren.

Bild des Stecker-Solar-Simulators der HIW-Berlin.

Zusätzlich empfehle ich den Stecker-Solar-Simulator der HIW Berlin.
Dieser gibt euch sehr hilfreiche Richtwerte für euer Projekt.

Grundsätzlich in meiner Erfahrung ergeben Akkuspeicher nur in sehr wenigen Fällen wirtschaftlichen Sinn für Balkonkraftanlagen.
Bei Dach-PV ist es absolut erstrebenswert und sinnvoll, mit Akkuspeichern zu planen. Sei es wegen der Nutzung dynamischer Tarife oder auch höherer Autarkie.
Dagegen ist diese Situation bei Steckersolar selten gegeben, da man üblicherweise den Strom selbst verbraucht und große Überschüsse zum Einspeichern eher selten sind.

Geräte, die ich gut finde, sind z. B.

das Yuma Balcony 90° (840+) Bifazial

  1. Es nutzt einen Hoymiles Wechselrichter.
    Diese haben historisch einen guten Ruf und haben keine Schwierigkeiten wie DEYE vor kurzem.
    Auch wenn die Probleme bei DEYE behoben wurden, ist es immer eine gute Option, wenn der Händler nicht negativ aufgefallen ist.
  2. Das sind bifaziale Module. Vereinfacht gesagt kann auch Sonnenlicht, welches die Modulrückseite trifft, verwertet werden. Dadurch steigert sich der Ertrag.
    Zusätzlich dazu sind das Glas-Glas-Module, welche Glas-Folie-Modulen überlegen sind. Belastbarer, langlebiger und das bessere Produkt.
  3. Yuma bietet 30 Jahre Garantie an und die Module haben eine Degradationsrate (das bedeutet, wie viel Leistung pro Jahr nach dem ersten Jahr die Module verlieren) von 0,4%.
    Hier muss man sagen, dass 0,4% Leistungsverlust bei normalen PV-Modulen für das eigene Dach zu schlecht wäre, je niedrigerer, desto besser. Bei Steckersolar ist das in Ordnung.
    Zur Erklärung: Eine niedrigere Degradationsrate ist immer erstrebenswert, da nach es durchaus einen großen Unterschied macht, ob ein Modul nach 30 Jahren 93,2% (0,2% pro Jahr + 1% bei Jahr 1) oder 87,4% (0,4% pro Jahr + 1% bei Jahr 1).

dieses Komplettset

  1. Wechselrichter ist hier auch gut.
  2. Preis ist schon sehr gut, auch wenn die Leistung und insbesondere Degradationsrate der Module mit der Yumalösung nicht mithalten kann.

Kurzfassung:
Bei Balkonkraftwerken sollte der Wechselrichter stimmen (Hoymiles Geräte haben einen guten Ruf), idealerweise Degradationrate bei 0,4% oder niedriger liegen (oder der Preis ist dafür unschlagbar niedrig.) und Glas-Glas-Module (lest ihr stattdessen Glas-Folie, haltet Abstand.) verwendet werden.

Das wären die Merkmale, auf die ich persönlich achten würde.

Alles über 600 Euro bei aktuellen Preisentwicklungen halte ich für absurd teuer.
Mit Förderungen kann man ggf. Produkte noch unter diese Grenze setzen, nur da der Markt förmlich geflutet wird, sollte man aus meiner Sicht diese Marke für Modul+Wechselrichter nicht überschreiten müssen.
Stand April 2024 kann man sagen, dass die Preise bei Steckersolar fröhlich fallen und man diese Grenze locker unterschreiten sollte, deshalb ist meine alte Grenze von 800 Euro auf 600 Euro gefallen.

Es ist nicht zu erwarten, dass die Preise erneut ansteigen, da die Produktskapazitäten in China und dem Rest der Welt mittlerweile den Markt überfluten.
Die 0% MWsT bzw. Umsatzsteuer für PV-Produkte und Dienstleistungen ist ebenfalls unbefristet, sollte also auch keinen plötzlichen Preisanstieg mehr auslösen.


Muss man in Deutschland Angst vor Hagel haben?

Grundsätzlich eine nicht unlogische Frage, da die Herstellergarantie nicht für Hagel ausgelegt ist und sogar spezifisch ausschließt.
Ihr findet in den Garantiebestimmungen oft Formulierungen wie bei Maxeon:

Maxeon ist nicht verantwortlich oder haftbar gegenüber dem Kunden oder Dritten für Schäden, die sich aus der Nichterfüllung oder Verzögerung der Erfüllung von Verkaufsbedingungen, einschließlich dieser eingeschränkten Garantie, durch höhere Gewalt, Krieg, Unruhen oder Streiks, Feuer, Überschwemmungen, Epidemien oder Pandemien (einschließlich ohne Einschränkung COVID-19) oder andere Ursachen oder Umstände, die außerhalb der angemessenen Kontrolle von Maxeon liegen, ergeben.
Maxeon

Daher ist die Frage verständlich.
In Europa verkaufte Module verfügen meist über das Zertifikat IEC 61215, was Hagelwiderstandsklasse 2 entspricht.
Teilweise gibt es noch höhere Standards, das findet ihr bei den Modulen in den Datenblättern z. B. bei Maxeon 7 435-445 W Power mit 25 mm bis 23 m/s unter dem Begriff “Schlagfestigkeit.”

Nach einer Studie der IEA-PVPS mit dem Namen “Assessment of PV-Module Failures in the Field” ist das Risiko von Hagel nahezu irrelevant:

Other events, such as lightning strikes, storm, and hail only cause a power loss
on less than 10% of the modules of the plant and seem to affect less than 1% of the total system
power output

Andere Ereignisse wie Blitzschlag, Sturm und Hagel führen nur bei weniger als 10% der Module der Anlage zu einem Stromausfall. Auf weniger als 10 % der Module der Anlage und scheinen weniger als 1 % der Gesamtleistung des Systems zu beeinträchtigen Leistungsabgabe
IEA-PVPS

Also spielt Hagel keine nennenswerte Rolle selbst mit Verweis auf ganz Europa.
Ein gewisses Risiko gibt es immer, dass im nächsten Jahr, genau das eine Extremwetterereignis die eigene Landschaft erwischt.

Unmittelbar nach einem Hagelsturm schadet es nicht, die Module zu überprüfen und ggf. nach Sprüngen im Glas zu suchen.
Sofern tatsächlich ein sichtbarer Schaden vorhanden ist, sollte man die Solar-Fachbetriebe um Rat bitten.

Dennoch sollte man seriös bleiben und die eigene Situation einschätzen.

Fragt also bei eurem Wohngebäude- oder Hausratversicherer nach, wie viel eine Versicherung kostet und vergleicht das mit Angeboten im Internet. Je nach Summe spricht nichts dagegen, diese Versicherung mitzunehmen.
Nur wie in dieser Quellenliste wiederholt erwähnt, würde ich darauf hinweisen, einmal genau durchzulesen, was in der Versicherung versichert wird.
Aus anekdotischer Erfahrung im familiären Umfeld lieben Versicherungen, im letzten Moment abzuspringen dank der hanebüchensten Begründungen.

Denkt dran, eure PV-Installation bei der Versicherung anzugeben, sonst kann das zu Problemen führen.

Balkonkraftwerke werden seit November 2023 häufig in Hausratsversicherungen von vornherein inkludiert.

Kurzfassung:
Versicherungen können Sinn ergeben, sofern sie nicht zu teuer sind.
Das Risiko von Hagelschäden ist in Deutschland gering.


Hat Deutschland genug Platz für Photovoltaik, um 100% des Strombedarfes abzudecken?

Ein Bild, welches das Potential von Agri-Photovoltaik zeigen soll. Deutschland hat 1600 GW Potential, was weit genug ist, um mehr als einmal den gesamten Energie (/nicht Strombedarf) bedarf abzudecken.

Drei sehr kurze Videos, die euch zeigen, was Agri-PV sein soll und was die Vorteile sind, bevor wir die Frage im Kern beantworten:

Abspielen: Solardach statt Folie I Agri-PV: Landwirtschaft & Nachhaltigkeit?
Solardach statt Folie I Agri-PV: Landwirtschaft & Nachhaltigkeit?
Abspielen: Doppelte Ernte für Hopfenbauer Dank Agri-PV-Anlagen
Doppelte Ernte für Hopfenbauer Dank Agri-PV-Anlagen
Abspielen: Was ist Agri-Photovoltaik?
Was ist Agri-Photovoltaik?

Zur Einordnung, laut Fraunhoferinstitut hat Deutschland genug Potential für Agri-Photovoltaik (= Doppelnutzung Landwirtschaftlicher Flächen mit Photovoltaik) 1700 GWp.

Deutschland erzeugte 2023 mit 81,8 GWp Kapazität insgesamt 59,9 TWh Strom.

Installierte Netto-Leistung zur Stromerzeugung in Deutschland in 2023
Achtung: Gesamte Nettostromerzeugung, nicht öffentliche Stromerzeugung, da Eigenversorgung mit PV langsam eine relevante Rolle spielt. Die meisten Angaben dieser Quellenliste verwenden Öffentliche Stromerzeugung, da es dort um den Strommix geht, den wir als Kunden erhalten.

Wenn man also die 1700 GWp allein als Potential Rechnung vereinfacht hochrechnet, sieht man recht schnell, dass die bisherigen 490 TWh, die Deutschland insgesamt benötigte im Jahr 2022, erreicht werden können.
Damit könnte man also bilanziell die Mengen an Power To Gas (/Wasserstoff), die 108,12 TWh an zusätzlichen Strom für 100% elektrifizierte PKW und auch die zusätzliche Menge an Strom für Wärmepumpen (ca. 150-200 TWh für 100% Wärmepumpen) abdecken.
Leichter gesagt als getan, dennoch ist eine der Kernbotschaften, dass man nicht genug regenerativen Strom erzeugen könnte in Deutschland, offensichtlich Unfug.

Wie viel Potential es laut einer Greenpeace Studie noch zusätzlich gibt

Eine Übersicht der Flächenpotentiale für PV

Natürlich gibt es neben Landwirtschaft noch andere Flächen, die schon versiegelt sind und in Frage kommen würden.

Man sollte es sehr schnell sehen können.
Vom Potential hat Deutschland mehr als genug Flächen, um den eigenen Energiebedarf zu decken, falls man das als Ziel setzt und nein, man muss natürlich nicht 10% der Landesfläche vollkleistern mit Photovoltaikanlagen.

Nicht mal ansatzweise.


Wie lange halten Photovoltaikmodule heutzutage?

Beispiel 1: Sunpower Maxeon 6 AC (40 Jahre Garantie)

Eine Übersicht über PV mit Garantie für 40 Jahre mit Degradation von 0,25%

Beispiel 2: Belinus Knight IBC (35 Jahre Garantie)

Beispiel 2 mit 35 Jahre Garantie für Photovoltaik

Es sind selbstverständlich nur zwei Beispiele. Es gibt häufig Aussagen von Leuten mit etwas veralteten Wissenstand, dass PV-Anlagen nur 20 Jahre halten würden.
Basierend an Beispielen wie hier ist das offensichtlich Nonsens.
Die Sorge, dass die Garantie nur so lang sei, weil die Firmen nach 30 Jahren bankrott gehen, deckt sich glücklicherweise nicht mit der Realität.

Ein Bild eines Artikels einer alten PV-Anlage von 1982, die seit über 40 Jahren läuft

Diese Anlage produziert immer noch mit ~80% der Leistung Strom und das mit sehr alter Technik und viel teureren Preisen.

Es ist zu erwarten, dass nicht wenige Photovoltaikanlagen potenziell ihre Besitzer überleben werden.


Falls die Anlagen dann dennoch kaputt gehen, wie siehts aus mit Recycling?

Ein Hintergrund voller PV-Module vor einem UI-Element, welches Recycling und Sammlung anspricht

Für das Recycling von PV gibt es seit 2010 ein herstellerübergreifendes System (PV-Cycle), um genau das Problem so problemlos für uns Kunden zu gestalten.

Damit ist es möglich, seine PV-Module kostenfrei zurückzunehmen.

Die EU hat dafür mit der WEEE-Richtlinie eine einheitliche Regel eingeführt, damit das nicht nur in Deutschland so abläuft.

Im Recyclingprozess kann unter anderem Aluminium und Glas von den restlichen Ressourcen getrennt werden.

Dazu gibt es bereits Projekte, die Solarzellen aus 100% recyceltem Silizium herstellen.

100% recyclte PERC-Solarzellen.

Die Forschung kommt gut voran und das Problem des Abfalls ist grade bei Photovoltaik überschaubar. Man darf es natürlich nicht unterschätzen, nur gibt es weder beim Material für die Anlagen, noch bei der Kreiswirtschaft ernste Sorgen.
Das ist gut für die Energiewende.


Gibts einen Mangel an Ressourcen für Photovoltaik?

Aufbau von Photovoltaikmodulen nach Material

Grundsätzlich sieht man, dass die Ressourcen, die man für Photovoltaik braucht, überschaubar sind. (CdTe = Dünnschichtmodule | C-Si = Waferbasierende Module vereinfacht ausgedrückt)

Von den Ressourcen ist effektiv Silber ein Problemfaktor, über den man nachdenken muss. Glas, Aluminium,
Polymers und natürlich Polysilizium gibt es in sehr großen Mengen, da braucht man keinerlei Angst zu
haben.

Zu Silber gibt es bereits Projekte, um (allein aus Kostengründen, da Silber 9-23% des Modulpreises ausmacht bei der absurd kleinen Menge) Alternativen zu finden, z. B. hier

PV2+ vom Fraunhoferinstitut ist eins dieser Projekte, um Silber mit mehr Kupfer zu ersetzen.

Man hört häufiger, dass Ressource X oder Y nahe am Limit läuft und deshalb die Kapazitäten für Photovoltaikanlagen
irgendwann gedrosselt werden durch besagte Flaschenhalse.

FIGURE 1: EVOLUTION OF ANNUAL PV INSTALLATIONS

Wie man an dieser Visualisierung des IEA Photovoltaic Power Systems Programmes sieht, gehen die jährlichen Zubauten weltweit exponentiell nach oben.


Wie sieht es mit der Brandgefahr bei Photovoltaik aus?

Verbraucherzentrale Brandrisiko bei Photovoltaik ist ein Gerücht

Die Verbraucherzentrale in Schleswig-Holstein hat dazu ein recht deutliches Fazit.

“Laut der umfangreichen Recherche des vom TÜV Rheinland, Fraunhofer ISE und Bundeswirtschaftsministerium geförderten Leitfadens Brandrisiko haben etwa 0,016 Prozent der bis 2013 der in Deutschland verbauten Anlagen tatsächlich einen Brand verursacht”

Also eher weniger.

Da muss man deutlich sagen, wenn bei ca. 1.3 Millionen Anlagen nicht mal 1000 Fälle auftreten, dann ist das Risiko nun wirklich absurd gering.

Auszug aus der Studie

Es ist vernünftig, sich Gedanken um die eigene Sicherheit zu machen.

Um das Risiko zu minimieren, ist ein Feuerwehrschutzschalter oder Feuerwehrtrennschalter die beste Option.
Dieser ist kostengünstig und hilft der Feuerwehr im Falle eines Brandes enorm.

Wenn man sich Sorgen um Brände bei Akkuspeichern macht, sollte man darauf achten, LFP-Akkus (Lithium-Eisenphosphat-Akkumulator) zu kaufen.
LFP-Akkus haben aufgrund ihrer Zellchemie ein deutlich geringeres Brandrisiko als klassische Lithium-Ionen-Akkus, die häufig NMC-Akkus sind.

Obwohl das Risiko bei NMC/Lithium-Ionen-Akkus im Allgemeinen nicht hoch ist, sind LFP-Akkus in der Regel kostengünstiger und haben eine höhere Lebensdauer mit mehr Ladezyklen.
Aus wirtschaftlicher Sicht sind sie ohnehin empfehlenswert und bieten zusätzliche Sicherheit.


Braucht man mehr Strom zur Produktion von Photovoltaik als sie produzieren?

Der EPBT-Wert (Wann die Anlage mehr Strom produziert hat als sie bei der Produktion brauchte)

Nein, der Mythos hält sich nur in wenigen Kreisen, nur die Energy Payback Time (also wann sich das energetisch amortisiert hat) ist super niedrig.

In Deutschland geht man von knapp über einem Jahr aus. Das wird immer weniger mit kommenden Modulen aufgrund von Effizienzsteigerungen. Die Module halten 30-40 Jahre.
Mir ist nicht bekannt, woher dieser absurde Mythos herkommt, denn dieser war schon vor 15 Jahren inhaltlich nicht haltbar.

Die Entwicklung der Zeit

Wie man auf Seite 34 des Reports sieht, rechnen sich Photovoltaik-Module immer schneller und erreichen Rekordwerte alle paar Jahre. Also kann man diesen Mythos spielend als Unfug abstempeln.


Lohnt sich Photovoltaik nicht nur im Süden?

Strahlungskarten für Deutschland (Die Unterschiede zwischen Nord und Süddeutschland sind echt niedrig)

Für diesen Zweck benötigen wir die Strahlungskarten für Deutschland.

Im Vergleich zu Deutschland weist Australien deutlich höhere Strahlungswerte auf (ca. 50-90% mehr kWh/m² im Jahresdurchschnitt), was effektiv zu einer höheren Leistung pro Quadratmeter führt (ohne Berücksichtigung von Temperaturunterschieden).

In Deutschland ist dieser Unterschied im Norden zum Süden jedoch vernachlässigbar. Auch direkt an der Küste in Norddeutschland ist der Unterschied nur gering (ca. 10-15%).

Weltweites Potential der Solarenergie

Damit ihr mal sehen könnt, was für ein Unterschied das global in Wahrheit sein kann. Klickt hier für die phänomenale Übersicht bei Bloomberg.

Denn tatsächlich, je nach Region, ist Photovoltaik nicht nur gut, sondern ein absurd großartiger Deal.


Wie schnell kann Photovoltaik ausgebaut werden (weltweit)?

Die Entwicklung ist absurd, wie schnell das explodiert/ausgebaut wird global

Hier sieht man, wie die globalen PV-Kapazitäten die nächsten Jahre ausgebaut werden.
Ja, das sieht man richtig. Faktor 15 in fünf Jahren für die globalen Lieferketten bei dem Thema.
Das würde bedeuten, dass auch Länder wie USA oder China deutlich schneller dekarbonisiert werden.
Dieser Situation ist in China bereits der Fall. Diese Prognose ist dort bereits eingetreten und sie treffen ihre Ausbauziele für Wind und Solar fünf Jahre früher

Einer der Gründe, warum ich sehr optimistisch beim Thema Energiewende bin und der Meinung bin, dass die ambitionierten Ziele der Ampel-Regierung erfüllt werden können, wenn sie politisch den Willen zeigen.

Installierte Leistung Photovoltaik

In Deutschland, Stand 17.02.2024, befindet sich der Solarausbau bei einem weiterhin beeindruckenden Tempo.
Habeck liefert also weiterhin mit seinem Ministerium genug Anreize, dass mehr Unternehmen wie die Siegfried Jacob Metallwerke sich gigantische Photovoltaik-Dachanlagen auf das Dach hauen können, um sich großteils selbstzuversorgen.
Unabhängig von Sympathie und Meinung sind das klare Erfolgsergebnisse bei Solar, die Deutschland absolut feiern kann. Es geht in die richtige Richtung, trotz aller negativen Nachrichten.

Energiemonitor Zeit

Nur in Kombination mit sehr aktuellen News mache ich mir keine Sorgen bei Photovoltaik.
Auch 2024 kann man ohne jeden Zweifel behaupten, dass die Nachfrage ungebrochen groß ist und kommende Gesetze wie das Solarpaket 1 und 2 sollten einen weiteren Turbo zünden können.
Die Nachfrage ist immens, größer als die Bundesnetzagentur und Ampel-Regierung eingeplant hat.
Glücklicherweise scheint das Bundeswirtschaftsministerium erfolgreich daran zu arbeiten, bürokratische Hinternisse der letzten 16 Jahre abzubauen.
Solar ist eine Erfolgstory. Ganz klar.
Also stellen wir fest, die Nachfrage ist da. Der politische Wille ist da. Die Lieferketten sind da.

Optimismus ist angebracht.

Das ist immens. Dazu gab es auch beim PVPS-Bericht der Internationalen Energie Agentur eine schöne Übersicht der letzten 30 Jahre. Das sind kontinuierliche aggressive Ausbauten der Kapazitäten.

Ein grober Überblick über Photovoltaik

Daran sieht man, dass es absolut machbar ist, da die gesamte Welt den Nutzen und Reiz von regenerativen Energien sieht und die Wirtschaftlichkeit klar belegt ist. Es wird aggressiv ausgebaut, sodass auch Länder wie China und US ihren Teil an der Energiewende beitragen. Spiegelt sich auch in der Leistung im Vergleich US/Europa/China wieder.

US/Europa/China
US vs. Europa vs. China regenerative Energien

Wir werden 2025 und 2030 sehen, wie aggressiv diese Branchen (Photovoltaik wie Windenergie) gewachsen sind. Freue mich schon drauf.


Ist Photovoltaik wirtschaftlich?

Solar Marktwerte + EEG-Vergütung

Für die, die es an der Börse verkaufen können, absolut. Man sieht es ja deutlich, die Marktpreise übersteigen die Einspeisevergütungen.
Um das genauer zu demonstrieren, paar Beispiele:

Förderfreie Parks 1
Förderfreie Parks 2
Förderfreie Parks 3

Förderfrei bedeutet, dass effektiv 0 Cent / KWh vom Staat als Einspeisevergütung bezuschusst wird und die Projekte sich selbst tragen über Marktpreise.
Ähnlich wie bei Offshore-Windparks finden sich solche Projekte immer häufiger in Deutschland, auch wenn sie weiterhin nicht die Mehrheit ausmachen.

Im Gegensatz zum Kernkraftreaktor Hinkley Point C, welches ursprünglich 14 Milliarden Pfund kosten sollte und jetzt
bei stabilen 40 Milliarden Kosten liegt aufgrund zahlloser Schwierigkeiten, würde ich eher in Solar und Windparks investieren.
Geht schneller, sind weniger komplex und können sehr viel simpler in eine Kreislaufwirtschaft gebracht werden.

Als Privatperson erklärt sich das nach diesem Kapitel von selbst.

Moderne Photovoltaikmodule erhalten teils 30-40 Jahre Leistungsgarantie, haben eine maximal jährliche Degradation (Leistungsverlust recht einfach ausgedrückt) von 0.20 bis 0,4%.
Es wäre ein Wunder, wenn man ein Szenario findet, in welchem sich das, grade bei aktuellen Preisen für sonstige Energie, nicht zwangsläufig rechnen wird.
Da das allerdings sehr stark von Angebot und Nachfrage abhängt und jetzt (Stand: November 2023) die Nachfrage nach Solar absurd durch die Decke geschossen ist, kann ich da keine pauschale Beratung geben, wie lange es dauern sollte.

Das Angebot hat sich seit Oktober 2022 massiv verbessert.
Das bedeutet, ihr könnt teils deutlich günstiger und sehr viel zuverlässiger an PV-Anlagen rankommen und ebenfalls vom massiven Solarhype profitieren.
Aus meiner Sicht gibt es mittlerweile keinen Grund mehr, auf weitere Preisnachlässe zu warten. Auch wenn durch die chinesischen Überkapazitäten die Preise etwas fallen könnten, findet ihr in dieser Antwort.

Ein guter Tipp ist das Video von Andreas Schmitz. Er ist ein guter Ratgeber für Grundlagen meiner Meinung nach. Ich halte es für persönlich sehr gelungen.

Zugefasst: Die Kosten für Photovoltaik sind arg gesunken in den letzten 13 Jahren

LCOE-Werte

Ich freue mich auf die Zukunft der Energiewende.


Kann die Eigentümergemeinschaft/mein Vermieter meine Steckersolaranlage verbieten?

Nein.
In diesem kommenden Entwurf vom Bundesjustizministerium werden Steckersolaranlagen in den Katalog der priviliegerten Maßnahmen aufgenommen.
Das heißt, dass es nicht grundlegend verboten werden darf.

DENNOCH bitte denkt daran, dass durch diese Änderung nur die Frage nach dem “Ob man es darf” beantwortet wurde.
Die Wohneigentümergemeinschaft oder euer Vermieter darf euch trotzdem hinweisen, wie ihr das machen sollt.
Selbstverständlich nur insofern das die Installation nicht unmöglich macht, denn solche Vorgaben sind nicht zulässig.


Kapitel 4: Windenergie

Kapitel 4: Windenergie

Wie viele Windenergieanlagen können ein Kernkraftwerk ersetzen?

Ein sehr beliebtes Argument gegen Windkraft ist, dass ein Kernkraftwerk 1.250 Windenergieanlagen ersetzen könnte und deshalb ein Kernkraftwerk vom Ressourcenbedarf viel besser wäre.

Als Beispiel für die konkreten Vorwürfe eine visuelle Darstellung der Mittelstands- und Wirtschaftsunion aus 2022:

1 Kernkraftwerk vs. 1250 moderne Windräder (Zur Erinnerung: Bei Quatschbeiträgen verlinke ich bewusst NICHT die Primärquelle, sondern gute Musik.)

Fangen wir erst einmal mit den Sachen an, die korrekt sind.
Konkret wurde dieser Beitrag Ende 2022 auf Twitter veröffentlicht, spricht also von den drei Kernkraftwerken Neckarwestheim-2, Isar-2 und Emsland.

Betrachtet man also die Erzeugungsdaten der Internationale Atomenergie-Organisation (IAEO), sind die 10 TWh Stromerzeugung für Kernkraftanlagen durchaus plausibel.
Bei Isar 2 könnte man sogar bei 11 TWh im Durchschnitt rechnen.

Nun schauen wir uns an, ob wirklich 1250 Windkraftanlagen benötigt werden.

Damit man den Jahresertrag einer variablen Quelle wie Windkraft überhaupt berechnen kann, benötigt man die Volllaststunden eines Landes bzw. der entsprechenden Fläche und die Leistung (bei Windkraft in MWp) der Windenergieanlage.

Beginnen wir mit einer Übersicht der Volllaststunden von Windkraft-Auf-See und Windkraft-Auf-Land:

Volllaststunden von Wind Offshore - 2835 Stunden, Wind Onshore - 1954 Stunden und Solar - 803 Stunden

Da es eine deutliche Differenz zwischen den Volllaststunden im Norden nahe der Küste gibt und Süddeutschland, nutzen wir für die Übersicht die Durchschnittswerte für ganz Deutschland.
Grundsätzlich braucht man im Norden weniger und im Süden mehr Anlagen zum Ausgleichen, sofern man die Stromerzeugung eines Kernkraftwerks ausgleichen will.
Zusätzlich wird es noch komplizierter, da die Gesamthöhe der einzelnen Anlagen einen signifikanten Unterschied auf die Anzahl der Volllaststunden hat.

Kleine Übersicht dazu, wieso besonders die Gesamthöhe so relevant ist:

Abbildung 6: Entwicklung der Anteile neu installierter Gesamthöhenklassen von Windenergieanlagen über die Jahre
Geschwindigkeitsvergleich 150 Meter vs. 300 Meter
Geschwindigkeitsvergleich 150 Meter vs. 300 Meter

Im ersten Bild des Berichtes zum Abbau von Hemmnissen beim Repowering von Windenergieanlagen des Umweltbundesamt sieht man, dass immer größere Windkraftanlagen gebaut werden und kleinere Varianten kaum noch eine Rolle spielen.

Je höher die Windkraftanlage gebaut wird, desto gleichmäßiger und schneller werden die Windgeschwindigkeiten.
Wenn sich die Windgeschwindigkeit verdoppelt, steigt der Ertrag einer Windenergieanlage um das Achtfache. (!)

Warum erkläre ich euch das?
Kurzgesagt: Rechnungen im Bild der Mittelstands- und Wirtschaftsunion arbeiten häufig mit alten Anlagentypen, die relativ niedrig gebaut wurden.

8 GWh findet man bei eher bei 3,6 MWp Anlagen.
Mittlerweile gibt es 7,2 MWp

StromertragWind = Leistung x Kapazitätsfaktor x Stunden pro Jahr
StromertragWind = 7,2 MWp x 0,195 x 8670 Stunden = 12,17 GWh pro Jahr.

Bei 10 TWh pro Kernkraftwerk und 12,17 GWh pro Windenergieanlage braucht man 899 Windenergieanlagen, um ein Kernkraftwerk zu ersetzen.

Durchaus eine deutlich kleinere Zahl als die Mittelstands- und Wirtschaftsunion (MIT) verbreiten wollte.
Insbesondere, da meine Rechnung sogar noch sehr pessimistisch ist.

Anzahl der Wind-Volllaststunden nach typischen Standorten für Windenergieanlagen in Deutschland im Jahr 2024

Je nach Standort ändert sich die Diskussion sehr schnell:
Nach diesen Volllaststunden brauchst du bei 2500 Volllaststunden (also 0,25 Kapazitätsfaktor) und 15,77 GWh Jahresertrag nur 634 Windenergieanlagen und beim Extremfall der 3200 Volllaststunden und 19,98 GWh nur 500 Windenergieanlagen.

Zusätzlich wie es oben ausgeführt wurde, dürften die Volllaststunden bei der steigenden Höhe noch weiter steigen.
Repowering, das Ersetzen von 25 Jahre alten Windenergieanlagen durch neuere leistungsstärkere Anlagen zeigt eben genau diesen Faktor:

Mit dem Repowering, also dem Ersetzen der Altanlagen durch modernere und effizientere Windräder, liegt die Stromproduktion im neuen Windpark mit weniger Anlagen um ein Vielfaches höher. Die Altanlagen vom Typ ENERCON E-40 haben eine Leistung von 600 Kilowatt, die neuen  Anlagen dagegen verfügen über eine Leistung von 6.600 Kilowatt. Gleichzeitig verringert sich die Gesamtfläche des Parks um ca. ein Drittel

Konkret wird in diesem Beispiel des Windpark Elster 50 Windenergieanlagen (0,6 MWp) durch 18 (6,6 MWp) ersetzt.
Verglichen zum Zustand vorher hat man nur etwas mehr als ein Drittel der Anlagen, 30% weniger Gesamtfläche des Parks und dennoch sieben Mal mehr erzeugten Strom.

Natürlich hängt das auch mit der deutlich höheren Gesamthöhe der neueren Anlagen zusammen, wie weiter oben mit dem Bild erklärt.
Die Volllaststunden des Parks müssten mutmaßlich bei 2.247 Stunden liegen erwartetem Ertrag von 267 GWh mit 118,8 MWp Leistung.

Am Ende ist Deutschland noch lange nicht mit Windkraftanlagen, denn in Brandenburg entstehen bereits Tests zu Windenergieanlagen der nächsten Generation mit einer Gesamthöhe von 365 Meter.

In Brandenburg entsteht Windkraft der nächsten Generation Fortschritte revolutionieren die Windkraft. In der Lausitz wird eine Windkraftanlage gebaut, die zeigt, wie Technik die Stromausbeute steigern kann.

Aktuell wird natürlich erst experimentiert, wie gut das funktioniert, da solche Höhen natürlich auch eine immense Belastung für Material und Technik darstellt, nur spekuliert man bei dieser Höhe durchaus von Jahreserträgen von 30 GWh.
Sofern das jemals Realität ist, braucht man nur noch 333 Windenergieanlagen für ein Kernkraftwerk wie Emsland. Nicht mehr 899 oder gar diese absurde 1250 Zahl der ewiggestrigen Union.

Zusammengefasst:
Häufig werden im politischen Diskurs und auf Social Media alte Zahlen verwendet, um das eigene Argument zu stützen.
In dieser Quellenliste versuche ich regelmäßig darauf aufmerksam zu machen, dass Quellen von vor zwei Jahren im Energiesektor meist stark veraltet sein können.
Wie viele Windenergieanlagen braucht man also für ein Kernkraft?
Im Durchschnitt der neueren Anlagen 899 Windenergieanlagen, sofern die meisten in Norddeutschland sind sogar noch 634 Windenergieanlagen.
Mit kommenden Windenergieanlagen, welche aktuell untersucht werden, könnten es in der Zukunft nur noch 333 sein.


Wie groß ist der Flächenbedarf von Windkraft wirklich?

Häufig liest man über den Flächenverbrauch von Windkraft- und Photovoltaikanlagen.
Aus meiner Sicht ist es wichtig, dass man darstellt, wieviel Platz von Deutschland für welchen Zweck verbraucht wird.
Zusätzlich kann man gut zeigen, dass der Platzverbrauch von Windenergieanlagen nicht ansatzweise so groß ist, wie es häufig beschrieben wird.
Abgesehen davon, dass bei insgesamt 28.611 Windenergieanlagen in ganz Deutschland (Stand 30.06.2024) viele Menschen selbst einen Windpark in der Nähe haben sollten und dadurch den Flächenverbrauch besser einschätzen könnten, wäre das für die Transparenz nicht schlecht.

Fangen wir mit den Angaben für die Flächennutzung in Deutschland an:

Struktur der Flächennutzung

Zur Einordnung: 357.595 km² (Quadratkilometer) sind 35.759.500 ha (Hektar)

50,4% Landwirtschaftsfläche
29,9% Windfläche
14,5% Fläche für Siedlung und Verkehr
2,9% Sonstige Flächen einschließlich Abbauland, Unland und Gehölz
2,3% Wasserfläche

Oder in einer anderen sehr visuell verständlicheren Version durch Christian Victor:

Hier ein kleines Update meiner Grafik, die visualisiert, dass der gesamte Flächenverbrauch von Solarparks in Deutschland deutlich unter dem von Golfplätzen (ca. 50.000ha) liegt.

Fußballfelder gibt es ca. 65.000, die pro Feld 0,71 ha benötigen. Also 46.150 ha.
Weihnachtsbaum Flächenbedarf wird mit ca. 30.000-50.000 ha geschätzt, im Bild mit 30.000 ha bestimmt.
Golfplätze benötigen ca. 48.000 ha Platz in Deutschland.

Windenergieanlagen benötigen ca. 0,4 ha oder 0,004 km² an Exklusivfläche (also die, die tatsächlich versiegelt wird, das wird später noch wichtig)
Für das Bild wird mit 37.000 Anlagen mit 3 MWp gerechnet, das ist aus meiner Sicht etwas zu gering für die Anlagen, nur grob passt es.
Wir reden von 14.800 ha Flächenbedarf.
Das ist alles.

Dieses Bild, selbst wenn es teilweise Näherungswerte aus der GENESIS-Datenbank sind, hilft beim Verständnis, von was für Größenordnungen wir reden.

Windenergieanlagen oder auch Photovoltaikanlagen benötigen eine absurd geringere Fläche in der Realität.
Photovoltaik Platzbedarf ist ohnehin völlig absurd, da diese sehr simpel doppelt verwendet werden können für Agri-PV mit Landwirtschaft oder auf gigantischen Gewerbe/Industriedächern.
Spezifisch für Windkraft ist der reale Platzbedarf sogar noch signifikant niedriger als er im Bild gezeigt wird.

Nun reden wir über den Platzbedarf der einzelnen Windenergieanlagen:

Tabelle 2: Windenergieanlagen mit spezifischen Angaben zur Waldflächeninanspruchnahme;
Datenerhebung FA Wind.
Abbildung 6: Größenvergleich der dauerhaften Waldflächeninanspruchnahme einer Windenergieanlage; Quelle: FA Wind.

Konkret braucht man:

  • 0,05 ha für das Anlagenfundament
  • 0,15 ha für die Kranstellfläche
  • 0,10 ha für den Sockel der Anlage

Abseits davon braucht man Zufahrtsstraßen, welche natürlich dauerhaft frei sein müssen mit einer groben Breite von fünf Metern.

Zusätzlich muss man zu diesem Flächenthema auch erneut klarstellen, dass die Diskussion wenig Sinn ergibt mit Blick auf Biomasse, wie das Thünen-Institut in Braunschweig für das Bundesministerium für Ernährung und Landwirtschaft erfasst hat.

Abb. 3: Stromerträge je Hektar aus PV-Anlagen sowie Windenergieanlangen.

Pro Hektar an landwirtschaftlicher Verlustfläche geht es darum, dass man mit Windkraft im Vergleich zur Biomasse 720-mal (!) mehr Strom erzeugen kann.
Dabei wurden bereits Speicherverluste zur Lastenglättung berücksichtigt.
Photovoltaik kann immerhin 28-mal mehr Strom erzeugen als Biomasse.

Daher ist diese Diskussion leicht zu beenden, da erstens ein Großteil der 2% für Windenergieanlagen gar nicht versiegelt sind und ein signifikanter Teil erneut aufgeforstet wird und zweitens Deutschland absolut kein Flächenproblem hat, wenn man das mit anderer Nutzung vergleicht.

Zusätzlich lohnt es sich aus meiner Sicht wichtig zu betonen, dass Repowering (Kurzgesagt: Eine alte Windenergieanlage wird durch eine neue leistungsfähigere ersetzt) einen Großteil des Platzproblems lösen kann.

Beim Windpark Elster werden 50 Windenergieanlagen mit 0,6 MWp Leistung jeweils durch 16 Anlagen mit 6,6 MWp pro Anlage (!) Leistung ersetzt.
Trotz der weit geringeren Anzahl der Windenergieanlagen wird sechs Mal mehr Strom erzeugt.

Die Vorteile zusammengefasst - Weniger Windenergieanlagen - Anlagen laufen mit geringerer Drehzahl und damit auch optisch ruhiger - Gesamtfläche des Windparks verringert sich um rund 30% - 6 Mal höhere Stromproduktio.

Logischerweise verringert sich dann auch signifikant der Platzbedarf und auch die Rechnung, wieviel mehr Strom durch Windenergieanlagen pro Hektar erzeugt wird, ändert sich drastisch.

Also falls euch Leute erzählen wollen, dass diese 2% die Landschaft komplett verspargeln, könnt ihr mit diesen Flächenvergleich belegen, dass das völliger Unsinn ist.
Selbst mit dem 2030 Ziel für Windenergieanlagen.


Gibt es ein Materialabrieb Problem bei Windkraft?

Nachdem viele der anderen Mythen bezüglich Windkraft widerlegt wurden, gibt es die letzten Jahre immer häufiger den Punkt des Materialabriebes.
Konkrete Behauptung ist:

Unsinnsbehauptung, dass Windenergieanlagen (jedes davon) durch Abrieb hunderte Kilo Carbon-Mikrofasern verlieren würden.  Link dazu ist wie üblich bei Desinformation ein Link zu guter Musik, da diese Nonsensaussagen keine Klicks verdienen.

Oder grober gehalten:

Durch Wind und Regen erodieren Windkraftanlagen/Windenergieanlagen und problematische Stoffe (PFAS, Mikroplastik, Epoxidharz etc.) und vergiften die Umwelt.
Windkraftgegner zum Materialabrieb

Stimmt das? Oder ist das genauso irreführend wie die Geschichte um Schwefelhexafluorid (SF6)?

Schauen wir uns die Fakten an:

Quellen von Mikroplastik in den Ozeanen

Bei den Quellen von Mikroplastik in Ozeanen ist der Anteil so gering, dass er nicht einmal als 0,X % ausgewiesen werden kann.

In der Windkraftindustrie ist Erosion ein bekanntes Thema, da Schäden an den Flügel nach kurzer Zeit zu 3%-5% Ertragsverlust führen kann und sofern nicht behandelt dank Praxiserfahrungen **auf bis zu **50% Ertragsverluste** ** ansteigen kann nach 13 Jahren.

Nehmen wir willkürlich an, dass eine moderne Anlage (7,2 MWp) 18-25 GWh Strom pro Jahr erzeugen kann, reden wir bei 18 GWh und 4 Ct/kWh Einspeisevergütung bei 2% von 14.400 Euro und bei 50% von 360.000 Euro.

Daraus folgt, dass die Betreiber einen immensen wirtschaftlichen Anreiz pro Windenergieanlage haben, diese ausreichend zu warten, da erodierte Flügelblätter nur noch 1/3 Leistung bieten.

Erodiertes Blatt liefert nur noch 1/3 Leistung Pitch-Korrektur verbessert auf 1/2 Leistung

Nachdem jetzt klargestellt wurde, dass diese hohen Werte gar nicht auftreten, da allein aus wirtschaftlichem Interesse die meisten Betreiber regelmäßige Wartung betreiben.

Zurück zur Menge an Mikroplastik:

Ein Beispiel der ganzen Social Media Posts scheint auf eine Story in Finnland zurückzuführen.
Da ging es um darum, dass die Rotoren Blätter nach 10 Jahren Betrieb einer Anlage in Vasa 2 Tonnen weniger wiegen würde.
Unabhängig davon, dass … Windenergieanlagen in keinem Land des Planeten mitten im Betrieb gewogen werden führt Finnland außerdem Buch darüber, welche Windenergieanlagen der letzten 33 Jahre (die erste wurde in Korsnäs, Vaasa 1991 ans Netz angeschlossen und 2017 abgebaut) auf- und abgebaut wurde.
Es gab erst 2012 eine Windenergieanlage in genau der Region. Diese wurde selbstverständlich auch nie offline genommen, um sie zu wiegen, da dieses Konzept gar nicht existiert für reguläre kommerzielle Anlagen.

Dazu gibt es aus Norwegen mehr konkrete Angaben und Schätzungen bezüglich der Mikroplastikbelastung.
Die Schätzung betrifft dort 200 GRAMM je Windenergieanlage.
Wenn wir jetzt die 1400 Windenergieanlagen in Norwegen als Referenz nehmen bedeutet das für Norwegen eine Belastung von 280 kg.
Für 1400 Windenergieanlagen.

Hier visuell im Vergleich mit anderen Quellen:

The biggest source of microplastics is the tires on vehicles. Screenshot, naturskyddsforeningen.se

Für Deutschland gibt es eine Kurzinformation der wissenschaftlichen Dienste des Bundestages zum Thema

Diese nutzen eine Fraunhofer Studie von 2018 als Referenz mit jährlichen Abriebwerten von Reifen mit 102.090 Tonnen pro Jahr und Schuhsohlen mit 9.047 Tonnen pro Jahr, während bei allen 31.000 Windenergieanlagen (2019 - Im ersten Halbjahr 2024 gab es nur noch 28.611 Windenergieanlagen) die gesamte Beschichtung erodiert vorgefunden werden muss für 1.395 Tonne Abrieb im Jahr.
Zur Erinnerung:
Wie weiter oben erklärt, würde das niemals passieren, da diese Rotorblätter nur noch 1/3 der Leistung liefern könnten und das wirtschaftlich niemals toleriert wird vom Betreiber.
Der reale Wert wäre also signifikant niedriger.

Würde man nach vier Jahren die komplette Beschichtung im betroffenen Bereich erodiert vorfinden, ergebe sich ein maximaler Materialabtrag von 1.395 t/a für alle rund 31.000 Windenergieanlagen in Deutschland. Das sei als sehr grobe obere Abschätzung anzusehen, das heißt durch die vereinfachten Annahmen liegt der tatsächliche Wert mit hoher Wahrscheinlichkeit deutlich darunter.

Ein Gegenargument, was du vielleicht im Kopf hast:

Ja, es gibt auch weit mehr Reifen auf den Straßen und weit mehr Schuhsohlen, die wir tragen als Windkraftanlagen. Wenn Deutschland mehr zubaut, dann gibt es auch mehr Windkraftanlagen.

Grundsätzlich keine falsche Annahme, nur wie ich in diesem Beitrag über 100% Windenergie erklärt habe, gibt es gar keine Notwendigkeit für eine absolute Zunahme der Windenergieanlagen über die nächsten Jahre.
50 Windenergieanlagen, wie im Windpark Elster mit 0,6 MWp können durch 16 Stück mit 6,6 MWp ersetzt werden und trotz deutlich geringerer absoluter Zahl erzeugen diese Anlagen sechs Mal so viel Strom dank der größeren Anlagen und der gleichmäßigeren und schnelleren Windgeschwindigkeiten, je höher die Anlagen gebaut werden.

Mit dem Repowering, also dem Ersetzen der Altanlagen durch modernere und effizientere Windräder, liegt die Stromproduktion im neuen Windpark mit weniger Anlagen um ein Vielfaches höher. Die Altanlagen vom Typ ENERCON E-40 haben eine Leistung von 600 Kilowatt, die neuen  SG 6.6-155 dagegen verfügen über eine Leistung von 6.600 Kilowatt. Gleichzeitig verringert sich die Gesamtfläche des Parks um ca. ein Drittel.

Daher ist die Annahme, dass automatisch mehr Anlagen gebaut werden für Windkraft nicht zwangsläufig der Fall, da Repowering zu gewaltig mehr Stromerzeugung aus Windkraft führen kann.
Moderne Anlagen erzeugen deutlich mehr Strom pro Anlage und der wirtschaftliche Schaden bei fehlender Wartung wäre höher, daher gibt es aus meiner Sicht wenig Gründe anzunehmen, dass das ausgelassen wird.

Also zu Mikroplastik können wir zusammenfassen:
Es gibt eine Belastung durch Materialabrieb, diese würde pro Anlagen stark ansteigen, falls man sie nicht durch Wartung beheben würde.
Da diese allerdings zu immensen wirtschaftlichen Schäden bei den Betreibern führen, sind die realen Belastungen im Gramm bis unteren Kilogrammbereich für einzelne Windenergieanlagen und nahezu unwahrnehmbar gegenüber allen anderen Quellen.
Bei den Verhältnissen in Deutschland oder Norwegen als Referenz wirkt es auf mich nach einem ähnlichen Unsinn wie bei SF6.
Fünkchen Wahrheit, die massiv verzerrt dargestellt wird.

Nun zu Carbonfasern:

Carbonfasern der Windenergieanlagen im normalen Betrieb sind vom Durchmesser gar nicht lungengängig und erreichen überhaupt nicht die Tiefen der Lunge, um krebserregend zu wirken.
Dennoch findet man in Studien zum Thema Arbeitsplatzsicherheit die Angabe, dass im Fall eines Brandes oder beim Abbauprozess durchaus Carbonfaser-Bruchstücke auftreten könnten, die gefährlich sein können.
Wir reden aber davon, dass die Konzentration schon bei 3 Metern Abstand auf 4% der Konzentration abfällt, die man bei 15 Zentimeter Abstand erhält.

The highest concentration detected in our study, as mentioned above, was during sawing with about 830,000 WHO-fiber m–3. The fiber concentration measured during the sawing in the far-field shows that the released particles and fibers migrated through the hall. Due to the high number of released fibers, even the concentration in the FF at 3 m distance from the saw was in a potentially health affecting range of 33,000 WHO-fiber m–3.

Zur Erinnerung: Die durchschnittliche Nabenhöhe einer Windenergieanlage im ersten Halbjahr 2024 beträgt 144 Meter.

Durchschnittliche Anlagenkonfiguration

Daher ist das erneut ein “die Dosis macht das Gift” - Szenario.
Ein wahrer Kern der Botschaft, dass Carbonfasern in einer bestimmten Situation gefährlich sein kann, im normalen Betrieb und selbst im Extremfall eines Brandes gar nicht auftreten kann.
Schutzmaßnahmen für das Personal sind sehr sinnvoll, für uns Bürger, die die Windenergieanlagen aus vielen Metern Distanz betrachten, ist es irrelevant.

Jetzt zu PFAS:

PFAS oder Per- und polyfluorierte Alkylverbindungen sind ein ernstes Thema. Wir reden hier mehr als 10.000 verschiedenen Stoffen und werden durch den Menschen seit den 1940er Jahren produziert.
Vorteile davon sind ihre wasser-, fett- und schmutzabweisenden Eigenschaften, weshalb wir das in der Allgemeinheit nahezu überall finden.
Nachteile sind unser fehlendes Wissen über die Wirkung auf Flora und Fauna auf lange Sicht, was bei der Langlebigkeit von kurzkettigen PFAS ein Problem darstellen kann.

Grundsätzlich ist das kein generelles Problem von Windenergieanlagen, da das nichts ist, was durch Abrieb in die Umwelt gerät, wird allerdings bei bestimmten Kabeln oder Turbinen an sich verwendet.
Es gibt neue Gesetze in den USA und der EU, um besagte Verbindungen bzw. Substanzen zu beschränken.

Am 7. Februar 2023 hat die Europäische Chemikalienagentur („ECHA“) ein umfassendes Dossier bezüglich eines Verbots von rund 10.000 Per- und Polyfluoralkylsubstanzen („PFAS“) veröffentlicht. PFAS werden in vielen Industriezweigen verwendet und sind in vielen Konsumgütern enthalten. Durch das Beschränkungsvorhaben sollen das Herstellen, das Inverkehrbringen und die Verwendung von gesundheits- und umweltschädlichen Stoffen und die damit einhergehenden Risiken einschränkt werden. Dieses Verbot soll im Rahmen der Verordnung (EU) Nr. 1907/2006 („REACH“) umgesetzt werden. Nach einer ersten öffentlichen Konsultation prüfen die wissenschaftlichen Ausschüsse der ECHA derzeit die potenziellen Auswirkungen des Beschränkungsvorhabens.

Aufgrund der Vielzahl der PFAS versucht die EU Stück für Stück Alternativen zu finden und aus bestimmten Produkten diese Ewigkeitschemikalien zu entfernen.

Eindeutig nachweisbare Schäden durch Windkraft aufgrund von PFAS konnte ich nicht finden.
Das bedeutet allerdings nicht, dass es die potenziell nicht geben kann, hier zeigt sich der Mangel an Forschung.
Nur würde ich erwarten, dass bei der Menge an Substanzen im Umlauf bei all den Produkten, die wir alltäglich nutzen, dass diese eher einen Einfluss auf uns haben, ähnlich zum Mikroplastik Thema weiter oben.
Daher würde ich das weit unten ansiedeln.

Letzter Punkt dieser Materialabriebsdiskussion: Bisphenol-A:

Ab und zu hört man im Diskurs, dass Epoxidharz gefährlich sei, da dieses giftig ist und durch den Abrieb ebenfalls in die Natur gerät.

Nur ist das irreführend bei Windenergieanlagen.

Grundsätzlich: Flüssiges Epoxidharz ist gefährlich, ja. Gut dokumentiert über die letzten Jahre kann Bisphenol A problematisch sein, da es immer noch einige Epoxidharz beschichteten Dosen gibt.

Diesbezüglich gibt es von der EU ebenfalls einen neuen Entwurf, der das Problem für Lebensmittel verringern soll in den 27 EU-Staaten.

Kernelemente dieser Verordnung: (freundlich ausgeborgt von Özdemirs Ministerium)

  • Das Verbot soll die absichtliche Verwendung von Bisphenol A bei der Herstellung von Lebensmittelbedarfsgegenständen aus Kunststoffen, Lacken und Beschichtungen, Ionenaustauscherharzen, Gummi, Druckfarben und Klebstoffen umfassen.

  • Für einzelne Verwendungsbereiche, für die es noch keine geeigneten Alternativen gibt, sollen z. B. längere Übergangsfristen (bis zu 36 Monate) als die allgemeine Frist von 18 Monaten eingeräumt werden, damit eine sachgerechte und vor allem sichere Umstellung der Produktion solcher Lebensmittelkontaktmaterialien erfolgen kann. Das betrifft zum Beispiel Beschichtungen in Metallverpackungen für besonders säurehaltige Lebensmittel, die eine höhere Beständigkeit aufweisen müssen, oder in Produktionsgerätschaften für die Lebensmittelherstellung fest einzubauende Elemente wie Ventile, Sichtfenster oder Messgeräte. Die Übergangsfristen betreffen das erstmalige Inverkehrbringen. Für bereits im Verkehr befindliche Produktionsgegenstände soll ein Bestandsschutz von 10 Jahren gelten.

  • Für die Verwendung der Substanz Bisphenol-A-diglycidylether (BADGE) zur Herstellung von sehr strapazierfähigen Beschichtungen ist eine Ausnahmereglung enthalten. Die Verwendung ist zulässig, es darf aber kein freies Bisphenol A vorhanden sein, kein Übergang auf Lebensmittel erfolgen und es dürfen keine Reaktionen (z. B. Hydrolyse) stattfinden, die Bisphenol A entstehen lassen.

  • Polysulfonmembranen, die beispielsweise zur Klärung von Fruchtsäften oder zur Entfernung von Alkohol aus Wein und Bier verwendet werden, sind mangels vorhandener Alternativen und vernachlässigbarer Bisphenol A Freisetzung nicht von dem Verbot erfasst.
    Ein Monitoring von Bisphenol A ist für Lebensmittelkontaktmaterialien aus Papier/Pappe (Bisphenol A kann dort als Verunreinigung aus Altpapier vorkommen), in BADGE Beschichtungen und Polysulfonmembranen vorgesehen.

  • Die Verwendung anderer, in Anhang VI der Verordnung über die Einstufung, Kennzeichnung und Verpackung von Stoffen und Gemischen (CLP-Verordnung (EG) Nr. 1272/2008) als CMR (kanzerogen, mutagen, reproduktionstoxisch) oder endokrine Disruptoren gelisteter Bisphenole und Bisphenolderivate ist nur möglich, wenn diese nach dem in der Verordnung (EG) Nr. 1935/2004 vorgesehenen Verfahren für Lebensmittelkontaktmaterialien risikobewertet und zugelassen sind. Anträge sind innerhalb von neun Monaten nach Anwendbarkeit der Regelung zu stellen.

Kurzfassung: Bisphenol A gibt es in vielen Produkten und ist eine problematische Sache.
Das gilt aber nicht für Windenergieanlagen, da diese feste Epoxidharze verwenden.

Windenergieanlagen benutzen eine nicht giftige Beschichtung von BPA, die eben diese vorher benannten giftigen Eigenschaften des flüssigen Zustandes nicht mehr hat.

Also woher stammt diese Behauptung bezüglich Bisphenol A (BPA)?

Soweit ich beurteilen kann, beziehen sich mehrere Personen auf einen Bericht der Gruppe The Turbine Group (TTG) aus dem Jahr 2021:

Through NORWEA, the wind industry states a total annual emission of max 150 grams pr. turbine That is a maximum of 60 kg for 400 turbines. Our estimates show that emissions can be 41 000 % greater than the figures provided by NORWEA.

In diesem Bericht wird eine Studie von Großbritannien als Referenz genutzt, um diese Werte zu belegen.

Wenn man sich jetzt noch an den Mikroplastik Teil oben erinnert, wirkt es nach Déjà-vu.
Auch hier in diesem Bericht wird angenommen, dass die Windenergieanlagen nie gewartet werden, vollständig abgetragen werden und im schlimmsten Umstand 25 Jahre lang betrieben werden.

Zusätzlich verwenden die meisten Windkraftturbinen-Anbieter mehrere Beschichtungen, sodass selbst ohne Wartungen diese Szenarien unrealistisch sind.

Dazu gab es zusätzlich von den Autoren der besagten Studie aus Großbritannien eine Korrektur und einen Kommentar:

“While we welcome continued research into the sustainability of wind turbine blades, we cannot endorse the predictions of erosion in the ‘Forurensing fra vindturbinvinger’ report which includes some maps from a recent University of Strathclyde paper showing the important effects of climate variables on erosion rates. Our research simulated worst-case scenarios of leading edge blade erosion (the blade tip) on an uncoated, centimeter-sized blade segment in a laboratory setting. We have identified that the authors of the report may have overestimated the total blade erosion rates based on their assumptions of leading edge erosion behaviour only. While we are very pleased that they took an interest in our research and paper, we wish to clarify that their calculations need to be refined downwards quite significantly.

„Wir begrüßen zwar die fortgesetzte Forschung zur Nachhaltigkeit von Windturbinenblättern, können aber die Erosionsprognosen im Bericht „Forurensing fra vindturbinvinger“ nicht unterstützen, der einige Karten aus einer aktuellen Arbeit der University of Strathclyde enthält, die die wichtigen Auswirkungen von Klimavariablen auf die Erosionsraten zeigen. Unsere Forschung simulierte Worst-Case-Szenarien der Erosion der Vorderkante (der Blattspitze) an einem unbeschichteten, zentimetergroßen Blattsegment in einer Laborumgebung. Wir haben festgestellt, dass die Autoren des Berichts die Gesamterosionsraten der Blätter möglicherweise überschätzt haben, da sie nur von einem Erosionsverhalten der Vorderkante ausgegangen sind. Wir freuen uns zwar sehr, dass sie sich für unsere Forschung und unser Papier interessieren, möchten aber klarstellen, dass ihre Berechnungen deutlich nach unten korrigiert werden müssen.“

  • Professor Margaret Stack, Tribology group, University of Strathclyde

Abschließend ist also auch diese Thematik völlig realitätsfern und hat mit den Fakten nichts zu tun.
Bisphenol A (BPA) ist in der Tat problematisch, deshalb gibt es in den USA und EU auch entsprechende Gesetze zur Verringerung dieses Stoffes.
Wenn es um Windenergieanlagen geht, spielt es allerdings eine zu vernachlässigende Rolle.

Lasst euch nicht unnötig Angst einjagen, Materialabrieb spielt bei Windkraft kaum eine Rolle, egal, von welcher Ressource wir sprechen.


Wurde in Frankreich Windkraft komplett eingestellt?

Selbstverständlich gibt es nicht nur in Deutschland Desinformationen zu Energiethemen, auch Nachbarländer wie Frankreich geraten ab und zu ins Visier.

Konkret geht es in dieser Story um dieses Thema:

Irreführender Unsinn von Tichys Einblick: Windräder in Frankreich nicht mehr genehmigt – auch rückwirkend [Hinweis: Das ist völliger Unsinn, ich weigere mich auch, auf diesen Unsinn zu verlinken, daher kriegt ihr beim Draufklicken was sinnvolleres.]
Windkraft in der Krise: Französisches Gericht kippt Genehmigungen - [was übrigens falsch ist, ich weigere mich auch, auf diesen Unsinn zu verlinken, daher kriegt ihr beim Draufklicken was sinnvolleres.]
Windkraft in der Krise: Französisches Gericht kippt Genehmigungen - [was übrigens falsch ist,ich weigere mich auch, auf diesen Unsinn zu verlinken, daher kriegt ihr beim Draufklicken was sinnvolleres]

Kurzfassung: Das ist natürlich wieder völliger Unsinn.

In Frankreich gibt es den Staatsrat, der in seiner Form in Deutschland, Österreich und Schweiz nicht existiert. Dessen Aufgaben beinhalten eine beratende Funktion bei Gesetzen, bevor sie dem Parlament vorgelegt werden und gleichzeitig die höchste Instanz in Fragen des Verwaltungsrechts wie das Bundesverwaltungsgericht.

Könnte man als Art Bundesministerium der Justiz + Bundesverwaltungsgericht ansehen.

Besagter Staatsrat hat ein Urteil gefällt:

Conseil d'État 465036, lecture du 8 mars 2024, ECLI:FR:CECHR:2024:465036.20240308

Fangen wir an:

In Frankreich gibt es, wie in Deutschland, Vorgaben, wie laut eine Windenergieanlage sein sollte.

Conseil d'État 465036, lecture du 8 mars 2024, ECLI:FR:CECHR:2024:465036.20240308

35 dB(A) wäre der Wert der
Umgebungslautstärke, der nicht um 5 db(A) zwischen 7-22 Uhr und 3 dB(A) zwischen 22-7 Uhr abweichen
soll. Maximalwerte sind 70 dB(A) tagsüber
und
60 dB(A)
während der Nacht.

Nach der Inbetriebnahme von Windenergieanlagen muss innerhalb von 12 Monaten nach Artikel 12 (Sektion 4) die Lautstärke der Anlage überprüft werden.

Problem an dieser rechtlichen Grundlage?
Es wird gar nicht erklärt, wie konkret diese Kontrolle durchgeführt werden soll, nur dass man sicherstellen soll, dass sie effektiv ist. Großartig, sehr nützlich.

Auch Frankreich hat realisiert, dass das potenziell problematisch ist, wenn gar nicht bekannt ist, wie das geregelt ist und dafür eine Richtlinie in Form eines Protokolls präsentiert:

protocole-mesure-acoustique

Für den Kontext dieses Beitrages sind die genauen Vorgaben, wie diese Lautstärke wie regelmäßige Zertifizierungen der Mikrofone erfasst werden, nicht relevant. Daher gehe ich auf die Seiten diesmal nicht ein.

Was hat der Staatsrat denn nun gemacht im Urteil?

Kurzgefasst: Es wurde vergessen, die Öffentlichkeit vorher zu befragen zum Protokoll.
In Deutschland ist das ähnlich, dass zu Gesetzen Verbände/Personen/Firmen die Gelegenheit gegeben werden muss, sich dazu in einer Stellungsnahme zu äußern.
Unabhängig davon, ob die besagten Personen Wünsche/Kritik/Wut auslassen möchten, diese Gelegenheit muss gegeben werden.
Genau da ist der Knackpunkt, das wurde ausgelassen.

Die Entscheidungen vom 10. Dezember 2021, 31. März 2022 und 11. Juli 2023, mit denen das Protokoll genehmigt wurde, sind daher als Pläne und Programme anzusehen, die gemäß den in Randnr. 6 genannten Bestimmungen einer Umweltprüfung unterzogen werden müssen. Folglich sind die Klägerinnen berechtigt, geltend zu machen, dass das Fehlen einer solchen Prüfung vor dem Erlass dieser Rechtsakte diese mit einer Unregelmäßigkeit behaftet, die der Öffentlichkeit eine Garantie vorenthalten hat und geeignet >war, einen Einfluss auf den Inhalt der angefochtenen Rechtsakte auszuüben

Die Entscheidungen vom 10. Dezember 2021, 31. März 2022 und 11. Juli 2023, mit denen das Protokoll genehmigt wurde, sind daher als Pläne und Programme anzusehen, die gemäß den in Randnr. 6 genannten Bestimmungen einer Umweltprüfung unterzogen werden müssen. Folglich sind die Klägerinnen berechtigt, geltend zu machen, dass das Fehlen einer solchen Prüfung vor dem Erlass dieser Rechtsakte diese mit einer Unregelmäßigkeit behaftet, die der Öffentlichkeit eine Garantie vorenthalten hat und geeignet war, einen Einfluss auf den Inhalt der angefochtenen Rechtsakte auszuüben.
Staatsrat

Mehr ist das nicht.
Aus meiner Sicht eine berechtigte Kritik, dass auch bei einem Protokoll, welches so viel Einfluss auf die Genehmigungen nehmen kann, diese Zeit gegeben werden sollte.

Frankreich setzt voraus, dass die Öffentlichkeit mindestens 21 Tage Zeit hat, um sich zu äußern

Woher jetzt einige der Newsseiten hernehmen, dass dieses Urteil rückwirkend Genehmigungen rauszieht, ist mir ein Rätsel.

Immerhin gilt der 2011er Erlass, da dort kein Formfehler vorliegt.

Sagt der Rat auch selbst, dass der gar nicht über andere Klagengründe entscheiden muss:

Aus dem Vorstehenden folgt, dass die angefochtenen Handlungen im Umfang der Anträge in der Klageschrift für nichtig zu erklären sind, ohne dass über die anderen Klagegründe entschieden zu werden braucht.

Aus dem Vorstehenden folgt, dass die angefochtenen Handlungen im Umfang der Anträge in der Klageschrift für nichtig zu erklären sind, ohne dass über die anderen Klagegründe entschieden zu werden braucht.
Staatsrat

Nichts an diesem Urteil redet von einem Ende der Windkraft in Frankreich, geschweige denn Rückbau.
Panik mit Rückbau oder Rausreißen von bereits gebauten Objekten hatten wir erst vor einer Weile bei der Panikmache mit Wärmepumpen und der F-Gas-Verordnung, welche selbstverständlich nicht rausgerissen werden müssen.

Ironischerweise ist das Protokoll von 2021, welches wiederholt verschärft wurde, strenger als der 2011er Erlass.

Daher hat Frankreich Windkraft nicht eingeschränkt, sondern temporär damit vereinfacht.
Nur dafür müssten die “Medienhäuser” oben mehr als zehn Sekunden lesen, was überhaupt das Thema war und nicht direkt irgendwas übertragen, was sie auf Social Media aufgeschnappt haben.
Fairerweise lässt sich damit nicht so leicht Panik schüren und Leute verunsichern, daher nicht so überraschend, dass das ausgelassen wurde.

Zusätzlich kleiner Hinweis an die Menschen, die davon ausgehen, dass Frankreich weniger Windkraft zubauen würde:

France Unveils Offshore Wind Push to Spur Climate Progress

16 GWp an Kapazität ist durchaus eine Ansage.
Also daher ist die Annahme, dass Frankreich sich von Windkraft entfernt, realitätsfern und absoluter Schwachsinn.

The ministry also unveiled a provisional timetable for future auctions

Klar, die Pläne sind nicht besonders flott und Deutschlands Pläne sind deutlich aggressiver, nur steigt die Nettostromerzeugung Frankreichs aus regenerativen Energien kontinuierlich an:

Öffentliche Nettostromerzeugung in Frankreich
Öffentliche Nettostromerzeugung in Frankreich

Im Gegensatz zu Projekten wie Flamanville-3, welche ärgerlicherweise nach über 16 Jahren Bauzeit immer noch nicht fertig sind, kann man PV- und Windkraft sehr schnell aufbauen.

Ergo erwarte ich, dass Frankreich schnell eine Reform des Protokolls präsentieren wird und sich hoffentlich diesmal an ihren Gesetzgebungsprozess halten wird.


Wie problematisch ist Neodym?

Seltene Erden sind im Energiediskurs häufig ein Thema.
Dennoch wissen viele Menschen nicht, dass Metalle der Seltenen Erden eine bestimmte Gruppe von chemischen Elementen, die zusätzlich nicht einmal selten sind.

Konkret handelt es sich um die Metalle Scandium , Lanthan, Cer, Praseodym, Neodym, Promethium, Samarium, Europium , Yttrium, Gadolinium, Terbium, Dysprosium, Holmium, Erbium, Thulium, Ytterbium, Lutetium.

Nein, Lithium, Nickel oder Kobalt sind keine seltenen Erden, selbst wenn sie wichtige Ressourcen sind, welche für eine Energiewende kaum vermeidbar sind.
Ärgerlicherweise finden sich solche unsauberen Auflistungen auch beim Deutschlandfunk, daher kann ich die Verwirrung in der Bevölkerung nachvollziehen.

Wieso heißen seltene Erden denn dann seltene Erden?

Selbst wenn Metalle wie Neodym häufiger auf der Erde vorkommen als z. B. Blei, wird Neodym in Kombination mit anderen seltenen Erden oder anderen Metallen abgebaut.
Daher stammt der Name, es gibt selten wirtschaftliche Vorkommen, die ausschließlich diese Erze/Metalle vorrätig haben, sondern man findet sie überwiegend als chemische Verbindung mit Bastnäsit und Monazit.

Jetzt eine Übersicht, welche Nationen große (bekannte!) Vorkommen an seltenen Erden hat, darunter Neodym:

Rare Earths Elements: Where in the World Are They

Tatsächlich erkennt man deutlich, wieso China (aktuell) den größte Anteil der Förderung von seltenen Erden hat.
Basierend an den (bisher bekannten) Reserven verfügt China über die weltweit größten Vorkommen dieser relevanten Ressourcen.
Immer daran denken, sofern mehr Geld in einen Sektor fließt, wird gleichzeitig mehr Ressourcen in weitere Untersuchungen gesteckt und neue große Reserven gefunden, wie u. A. November 2023 in Schweden in Blötberget oder Januar 2024 in Kasachstan mit gleich 15 separaten Vorkommen.

Die Aussage, dass über 90 % der Ressourcen seltener Erden aus China stammen, ist zwar zehn Jahre korrekt gewesen, allerdings zeigt eine aktuelle Visualisierung, dass auch andere Länder, darunter die USA, Myanmar, Australien und Madagaskar, eine größere Rolle bei der Förderung seltener Erden spielen.

USA insbesondere sieht das mittlerweile als Sache der nationalen Sicherheit an, weshalb deutlich mehr Geld in die Hand genommen wird, dass diese Abhängigkeit von China verringert wird.

Brasilien startet seit Januar 2024 mit der ersten Phase der Förderung von seltenen Erden in Minaçu

Beispiele für die Förderung von Neodym findet ihr z. B. hier bei 60 Minutes Australia.
Am Ende nicht drastisch anders als ein klassischer Tagebau.

Dazu muss ich auch einmal einordnen, was das in absoluter Menge überhaupt bedeutet, wenn wir von seltenen Erden Förderung sprechen, von denen Neodym eine der 17 Stück sind, siehe die folgende Visualisierung:

All the Metals We Mined in One Visualization (2022!)

Ja, das seht ihr richtig. 300.000 Tonnen Förderung bezieht sich auf sämtliche seltenen Erden.
Wichtig zu betonen, auch wenn es für die Neodym Frage eher nebensächlich ist, von was für drastisch unterschiedlichen Dimensionen wir sprechen, sobald es um das Thema Förderung von Metallen/Ressourcen geht.
Dies ist insbesondere relevant, da nahezu jeder Prognosen zufolge die Förderung von Lithium, Kupfer und seltenen Erden im Rahmen der Energiewende in den kommenden Jahren erheblich zunehmen wird.

Wenn euch also eine Person erzählen möchte, man könne unmöglich die Energiewende von den Ressourcen her stemmen, zeigt ihnen diese Visualisierung.
Es ist machbar, selbst mit den aktuell bekannten Reserven.

Recycling zusätzlich kann eine solide Menge des europäischen Neodym-Bedarfes (neben Praseodym und Dysprosium) abdecken, wie in dieser Studie des Joint Research Centre (JRC) schon 2020 festgestellt wurde

Figure 3: Projected demand for neodymium, praseodymium and dysprosium for clean energy technologies compared with the potential supply from recycling of rare earths from electric vehicles (EVs) (EU-27 and the United Kingdom)

Ja, die Studie ist von 2020, dennoch wird durch aktuellere Studien der Nutzen von Recycling von seltenen Erden nicht widerlegt.
Innerhalb der EU gibt es mit SUSMAGPRO eine Übersicht von verschiedenen Forschungsprojekten, die genau dieses Recycling Thematik seit Jahren testet und verschiedene Verfahren auf Wirtschaftlichkeit und Nützlichkeit untersucht, also wie so oft passiert etwas bei dem Thema.
Auch wenn weiterhin viel Arbeit in diesem Bereich nötig ist und selbstverständlich nicht alles gelöst ist.

Wie groß ist der Verbrauch der Neodym bei Windenergieanlagen überhaupt?

Die Recherche nach Daten über Neodymium erweist sich überraschenderweise als deutlich schwieriger als angenommen. Bezüglich seltener Erden als gesamter Block ist das leichter, allerdings ist die Angabe von 17 verschiedenen Rohstoffen kaum aussagekräftig, wenn es darum geht, die Verwendung der Ressource Neodym allein zu erfassen.

Fig. 3. Increasing demand for Nd in EU-28 countries, grouped by application types.

Folgende Übersicht für die EU-28 (damals noch mit Großbritannien) zeigt, dass der Bedarf an Neodym für Windkraft in Europa gering ist.
Dies lässt sich auf eine einfache Tatsache zurückführen:
Anbieter wie Enercon verwenden kein Neodym für ihre Windenergieanlagen.
Selbstverständlich gilt das nicht für alle Anbieter, denn z. B. Siemens Gamesa weicht auf andere Anbieter in Australien aus, damit sie nicht so abhängig von China sind, verwenden allerdings trotzdem Neodym.

Figure A1. Share of end-use sectors for Nd (left) and Dy (right) for 2025 and 2050 based on current growth projections

Auch bei einer anderen Studie mit Blick auf der USA sieht es so aus, als würde Neodym als Ressource eher einen kleineren Teil des globalen Bedarfs abdecken und wie so häufig wird die Problematik auf Windenergieanlagen in den Fokus gesetzt, während es mit Enercon Windenergieanlagen durchaus einen Anbieter gibt, der diese Ressource gar nicht verbaut und der übrige Verbrauch wird konsequent ausgeblendet.

Wie in vielen anderen Fällen gibt es auch bei der Neodym-Förderung Verbesserungspotenzial, um die schädlichen Effekte auf die Umwelt einzudämmen. Dazu ist jedoch der politische Wille und das Interesse der Bevölkerung erforderlich

Unwahrscheinlich, dass dies in China ausreichend geschehen will.

Stattdessen sollte man Projekte außerhalb Chinas fördern und dadurch zuverlässiger entsprechende Sicherheits- und Umweltstandards erfüllen.


Das Drama um Schwefelhexafluorid (SF6-Gas)

Wenn es um Windkraft geht, wird oft gefragt: “Was ist mit SF6 in Windenergieanlagen?

SF6 wird als Isoliergas und Löschmedium eingesetzt.
Es ist geruchlos, farblos, nicht brennbar, unlöslich in Wasser, ungiftig und reaktionsträge, wodurch es chemische Reaktionen zuverlässig verhindert.
Daher eignet es sich gut zur elektrischen Isolation.

Bei dieser Beschreibung könnte man schnell den Eindruck gewinnen, dass dieses Gas nicht ausschließlich im Energiesektor verwendet wird. Dieser Eindruck ist korrekt.

Abnehmergruppen von Schwefelhexaflourid - Optische Glasfaser 952,2% seit 2009 Energieversorger 29,2 Halbleiterindustrie 609,0 Elektroindustrie 61,6

Immer wieder hört man von der großen Menge an SF6, das durch Windenergieanlagen vermehrt benutzt wird.
Die Fakten sprechen eine sehr andere Sprache.

Auch in einem Beitrag des wissenschaftlichen Dienstes findet man die Aussage, dass 2019 der absolute Anteil der in Deutschland verwendeten SF6-Menge der Energieversorger ein Prozent beträgt.

Nicht nur Windkraft, alle Kraftwerkstypen.

Aufgrund der Entwicklung seit 2019 ist davon auszugehen, dass dieser Anteil heute noch geringer ist, da der Bedarf der Halbleiterindustrie weiter gestiegen ist, während der Bedarf der Energieversorger eher rückläufig ist.

SF6-Emissionen in Tonnen je Verwendungsbereich über die Gesamtlebensdauer in Deutschland
Quelle nach UNFCCC 2016

Zusätzlich findet man im Abschlussbericht eines Konzeptes zur SF6-freien Übertragung und Verteilung elektrischer Energie von 2018 eine Übersicht der Emissionen in Deutschland.

In dieser Quelle wird deutlich, wo die Probleme mit SF6-Emissionen aktuell liegen.
Die Entsorgung von Schallschutzfenstern ist das größte Problem.
Seit 2006 wurde die Verwendung von SF6 in der EU verboten.
Allerdings rechnet man, dass diese Emissionen erst 2030 aus der Bilanz verschwinden, da natürlich Fenster erst Stück für Stück durch moderne Fenster ersetzt werden.

Emissionen elektrischer Betriebsmittel in Deutschland

Klar kann man sagen, dass der Trend der SF6-Emissionen rückläufig ist. Sie nehmen ab.
Das hängt auch mit kommenden EU-Richtlinien zusammen, nach denen bis 2030 SF6 aus Schaltanlagen immer weiter verschwinden soll.

Nebenbei bemerkt ist das dieselbe Richtlinie, die gerne im Kontext von Wärmepumpen falsch zitiert wird.

Es gibt bereits Alternativen für SF6, wie zum Beispiel Vakuumschalter oder Luftisolierung.

Allerdings sind die Kosten für die Luftisolierung höher als für die Gasisolierung mit SF6.

Ein weiterer Vorteil von gasisolierten Schaltanlagen ist, dass sie kompakter gebaut werden können.

Natürlich sollten wir weiterhin daran arbeiten, SF6 schrittweise zu ersetzen. Obwohl es nur einen geringen Anteil hat, sollte man die Auswirkungen nicht unterschätzen.
Es ist jedoch von immenser Bedeutung, dass man die Probleme konstruktiv angeht und nicht durch populistischen Unsinn plötzlich Windenergieanlagen für einen Aspekt verantwortlich gemacht werden, an dem sie nicht einmal zu 1% insgesamt beteiligt sind.

Dank der EU kommt endlich Bewegung in dieses Thema und das ist gut so.


Kann Deutschland 100% des eigenen Strombedarfes durch Windenergie decken?

Zu Beginn: Es ergibt nicht sehr viel Sinn, aus einer Quelle 100% des Strombedarfes zu decken.
Wind ist im Winter effektiver. Solar im Sommer.
Dennoch um diese Frage zu beantworten: Ja, Deutschland kann seinen Strombedarf zu 100% aus Windenergie beziehen.

Zum Verständnis Beispiele vorab:

Beispiel 1: Windpark Owschlag

Windpark Owschlag

Das ist ein Windpark, der 2001 in Betrieb genommen wurde. Dieser verfügt über 4 GE General Electric GE 1.5sl Windenergieanlagen.

Beispiel 2: Windpark Elster

Windpark Elster Repowering

Mein absolutes Lieblingsbeispiel. 50 Windenergieanlagen mit 0,6 MWp Leistung werden durch 16 Stück mit 6,6 MWp (!) Leistung ersetzt.
Das heißt vereinfacht, mit einem Drittel der absoluten Anlagen wird sechs Mal soviel Windenergie erzeugt/umgewandelt.
Zur Erklärung: Neuere Windenergieanlagen werden ja deutlich höher gebaut als ältere Anlagen.
Dadurch hat man, obwohl die Kapazität nur um knapp mehr als 3 steigt, einen sechs Mal höheren Ertrag.
Windparks vor 20 Jahren wurden grundsätzlich an windreichen und idealen Standorten gebaut mit der Technik zu der Zeit, daher profitieren insbesondere Repoweringprojekten von idealen Standorten, die noch bessere Erträge bringen können.
Je höher du baust, desto schneller und insbesondere gleichmäßiger sind die Windgeschwindigkeiten.
Lohnt sich also!

Es gibt in Deutschland so unfassbar viele 22+ Jahre alte Anlagen, die durch neuere ersetzt werden können.
Mehr Geld für die Gemeinden, weniger absolute Anlagen für sehr viel mehr Ertrag.

Beispiel 3: Windpark Habscheid-Kesfeld

Windpark Habscheid-Kesfeld

Im Windpark Habscheid-Kesfeld finden sich Windenergieanlagen mit 0,6 MWp und z. B. welche mit 2 MWp.

Jetzt als Beispiel neuste Windenergieanlagen auf dem Land.

V172-7.2 MW
SG 7.0-170
E-175 EP5

Wie man sehen kann, gibt es mit der V172-7.2 MW, der SG 7.0-170 und E-175 EP5 Anlagen mit 7,2 MWp, 7,0 MWp und 6 MWp.

Was dieses Kapitel erklären soll: In den letzten 20 Jahren hat sich bei Windkraft immens viel getan.

Deutschland verfügte 2023 über 28.677 Windenergieanlagen.

Jährlicher Zu- und Rückbau an installierter Netto-Leistung in Deutschland
Alter der Rückbau- und Bestandsanlagen

Man sieht, es gibt mindestens 7.624 Windenergieanlagen, die bereits über 20 Jahre alt sind.
Es gibt sehr häufig die Aussage, dass man noch zehntausende vollständig neue Windenergieanlagen bauen muss, um den Strombedarf Deutschlands decken zu können.
Meine Gegenthese ist, dass man allein mit Repowering (das Abbauen alter Windenergieanlagen und Aufstellen neuer moderner Anlagen an derselben Stelle) ohne Probleme die dreifache Menge (wenn nicht sogar deutlich mehr) Menge an Strom erzeugen kann.
Der Bedarf von 50-60% des Strombedarfes Deutschlands durch Wind kann allein durch Repowering alter Anlagen erreicht werden.

Zusammengefasst: Durch Repowering könnte man deutlich mehr Strom erzeugen und gleichzeitig weniger Windenergieanlagen an einer Stelle benötigen als es vor 20 Jahren der Fall war.

Oder genauer: wenn laut dem Bundesverband WindEnergie 28.230 Anlagen mit Gesamtleistung von 56.130 MWp an Land installiert sind, bedeutet das (sehr vereinfacht), dass die durchschnittliche Kapazität einer Windenergieanlage ca. 1,98 MWp wäre.

Eine Steigerung Faktor 3+ des erzeugten Stroms ist also durchschnittlich möglich.
Je nach Alter der Anlage nach Region ist deutlich mehr machbar.

Selbstverständlich gibt es je nach Region Deutschland unterschiedliche Wind-Vollaststunden, deshalb ist die Menge an jährlich erzeugten Stroms unterschiedlich.

Volllaststunden von Wind offshore, Wind onshore und Solar

Diese Fortschritte sieht man bei Offshore (Windparks im Ozean) extremer.

Offshore-Windpark Amrumbank West

Der Offshore-Windpark Amrumbank West wurde Oktober 2015 vollständig ans Netz angeschlossen.

Mit 80 Turbinen SWT-3,6-120 bzw. 3,6 MWp Windenergieanlagen für ca. 302 MW installierte Leistung.

Offshore-Windpark Kaskasi

Der Offshore-Windpark Kaskasi wurde Ende 2022 vollständig ans Netz angeschlossen werden.

Mit 38 Turbinen SG 8.0-167 DD Flex bzw. 8 MWp bis zu 9 MWp für ca. 342 MW installierte Leistung. (Sogar mit den ersten vollständig recyclebaren Rotorblättern!)

Das sind die Fortschritte in sieben Jahren.
Auch sieht man, dass man mit deutlich weniger Anlagen sogar deutlich mehr Leistung erreichen kann.

Dazu ein Ausblick, wohin die Reise aktuell geht.

V236-15.0 MW
SG 14-236 DD

Richtig, 15 MWp V236-15.0 MW oder 14 MWp-Anlagen SG 14-222 DD sind bereits auf dem Weg.
Das ist ein Motiv, welches sich durch die gesamte Energiewende zieht.

Im Gegensatz zur Kernkraft entwickelt sich die Photovoltaik wie auch die Windenergie sehr schnell weiter, ist kosteneffizienter und benötigt im Gegensatz zu einem neuen Reaktor und Jahrzehnten für den Rückbau keine 9-12 Jahre.

Abschließend kann man dank Agri-PV und regulärer Photovoltaik und diesem Kapitel sagen:
Es ist es absolut machbar, 100% Strom aus regenerativen Energien zu erzeugen.

Selbstredend gilt das auch für den Strombedarf für 100% elektrifizierte Mobilität und 100% elektrifizierte Wärme.

Wie man sieht, ist Aufklärung eines der wichtigsten Elemente.
Wenn jeder sieht, wie sehr sich die letzten Jahre entwickelt haben und was allein durch Repowering möglich ist, sollte die Akzeptanz deutlich steigen.


Wie siehts mit der Verteilung von Windenergieanlagen in Deutschland aus?

Installierte Leistung 2022 Wind

Oben findet sich die Kapazitätsübersicht.

Unten findet sich die Anzahl der Windenergieanlagen nach Bundesland aus dem Kooperationsausschuss 2023

Installierte WEA nach Bundesland

Grundsätzlich sieht man sehr deutlich an den Bildern das berüchtigte Nord-Süd-Gefälle (Nord mehr Windenergie/Süd mehr Sonnenenergie) in Aktion.

Gesamtausbau der installierten Leistung nach Bundesland zum 31.12.2022

Das sind überwiegend absolute Werte.
Denn ein wichtiger Faktor spielt noch mit rein. Wie viele Einwohner hat ein Bundesland und grundsätzlich wie ist der Energiebedarf des Gewerbes und der Industrie?

Die Kluft zwischen Stromerzeugung und Stromverbrauch

Das zeigt sich sehr deutlich im deutschen Strom-Atlas, in welchem die meisten norddeutschen Bundesländer einen massiven Überschuss an Strom haben, welche exportiert wird.
Hinweis zu der Karte: Die Jahreszahlen der Bundesländer sind unterschiedlich, da es dank Föderalismus unterschiedliche Zeiträume gibt, wann die Bundesländer ihre Import- und Exportdaten aufgeschlüsselt übergeben. Also gibt es teils noch keine aktuelleren Daten. (Saarland, was ist denn los bei euch?)
Auch wenn ein Markus Söder scheinbar das alle paar Tage wieder vergisst, um Menschen in die Irre zu führen, dass natürlich ein Bundesland wie Schleswig-Holstein z. B., welches bilanziell bereits zu ca. 140 Prozent im Jahr 2021
gedeckt werden konnte, eben nicht so drastisch Solar/Windkraft ausbauen kann, wie ein Nettoimportland wie Bayern und Baden-Württemberg.

Installierte Windleistung pro Einwohner in Deutschland

Dazu muss man deutlich hervorheben, dass die installierte Windleistung pro Einwohner in Deutschland in Schleswig-Holstein deutlich höher ist als in Bayern.

Installierte Solarleistung pro Einwohner in Deutschland

Im direkten Vergleich zu installierter Solarleistung pro Einwohner, wo Bayern durchaus vorne liegt, ist der Unterschied weit geringer als bei Windkraft.

Deshalb gibt es, meiner Auffassung nach zu Recht, Forderungen nach verschiedenen Strompreiszonen in Deutschland.
Es kann nicht sein, dass Bürger in Norddeutschland, die vorbildliche Arbeit leisten, teurere
Preise haben als Bürger in Süddeutschland, dessen Regierungen eben umfassenden Nachholbedarf haben.

Zur Visualisierung die Übersicht der Kraftwerksleistung in Deutschland.

Kraftwerksleistung

Hier sieht man, manche Bundesländer haben einen deutlich weiteren Weg zur Bilanz der 100% regenerativen Energien als andere. Es ist nicht unmöglich und Erfolgsstorys wie der Rhein-Hunsrück-Kreis oder der Landkreis Paderborn existieren.

Man muss es nur politisch wollen.

Ist Bayern bei regenerativen Energien nicht Platz 1? Sie haben immerhin den größten Zubau ?

Kontext vorab:

Bayern schlägt sich bei Solarenergie bzw. PV phänomenal, das ist grundsätzlich absolut korrekt.
Das Problem mit Photovoltaik ist die Erzeugung im Winter.

Im Sommer ist PV phänomenal. Im Winter dagegen Windenergie.

Windenergie Monatliche Windstromerzeugung
Monatliche Solarerzeugung
Monatliche Wind+Solarerzeugung

Es ist erkennbar, dass sich PV und Wind im Jahresverlauf ideal ergänzen.
Im Kontext von Seite 33-35 wird deutlich, warum Bayerns Fokus auf Solarenergie kurzsichtig ist.
Obwohl Solar wichtig ist und Bayern gute Arbeit leistet, um die Mangellage der letzten Jahre aufzuholen, ist auch Windkraft unerlässlich.
Selbst wenn von Biomasse, Wasserkraft und Geothermie die Rede ist, sind diese drei Stromquellen in Deutschland kaum relevant.
Die Biomasse macht deutschlandweit 8,5% der Stromerzeugung aus, gefolgt von der Wasserkraft mit 3,2% und der Geothermie mit 0,005%. (Ja, ernsthaft. Es sind 0,2 TWh von 490 TWh.)
Es gibt Diskussionen darüber, ob der Ausbau dieser Energiequellen sinnvoll ist. Allerdings ist das Ausbaupotential, wie in den entsprechenden Kapiteln dieser Quellenliste deutlich erklärt wird, leider begrenzt.

Zubau 2022 (1 Hälfte)

Auch vom Kooperationsausschuss sieht man wieder, dass Bayern und auch Baden-Württemberg bei Windenergie deutlich weniger ausbauen, als gesund für sie wäre.

Der Ausbau muss nicht 1 zu 1 stattfinden (Solar und Wind haben unterschiedliche Volllaststunden/Kapazitätsauslastungen), dennoch ist der Wert nicht nachhaltig und muss geändert werden.

Also zusammengefasst: Bayern macht es sehr gut bei Photovoltaik, bei Windenergie ist das aber ein massives Problem.

Wie man sieht, ist Bayerns (und auch BaWüs) Ausbau nach km² echt dürftig.

Flächenbezogener Bruttozubau bei Windenergie an Land für das ganze Jahr 2022 und das 1. Halbjahr 2023 bezogen auf Landesfläche in kW/km², ohne Stadtstaaten Seite 23

Auch Bayern braucht Strom im Winter. Wird also dringend Zeit aufzuholen.


Sind Windenergieanlagen gefährlich für Vögel?

Wodurch Vögel sterben

Natürlich darf man die Gefahr durch Windenergieanlagen nicht komplett von der Hand weisen, nur ist das Verhältnis nun wirklich absurd.

Wir reden von 100.000 Opfern pro Jahr, während der Straßenverkehr bis zu 70 Mio Opfer pro Jahr oder Glasscheiben von 100-115 Mio Opfer fordert.

Dazu gibt es Möglichkeiten der Risikoreduktion. u. A. kann das schwarze Anmalen der Rotorblätter die Quote um potenziell 70% verringern.

Oder Kameras, die rechtzeitig große Vögel wie Adler erkennen.
Glücklicherweise ist auch die Forschung schon sehr weit und moderne Anlagen sind dort, aufgrund besserer Sicherheitsstandards, einfach deutlich sicherer für Vögel.


Wie sieht es weltweit mit dem Potenzial für Windkraft aus?

Windkraft Potential Bloomberg

Wie schon bei Photovoltaik sieht man, es gibt immenses Potential für Windkraft.

Da die Windenergieanlagen immer leistungsfähiger werden, Onshore wie Offshore, werden immer weniger absolute Windenergieanlagen benötigt, um die 100% Stromerzeugung aus regenerativen Energien zu erreichen.

Denn aktuell findet man auf dem Land z. B. 7.2 MWp-Anlagen als Rekordwert, während man vor 20 Jahren noch mit z. B. 1.5-2 MWp Anlagen gearbeitet hat.
In den letzten Jahren hat sich soviel getan, dass man allein mit Repowering (alte Windenergieanlagen durch neue ersetzen) ein Vielfaches an Strom erzeugen kann.
Wie schon weiter oben beim Beispiel des Repowering Projekts für den Windpark Elster gibt es auch im Jahr 2023 Projekte, die zeigen, was möglich ist.

Vier Windenergieanlagen ersetzen acht und erreichen die doppelte Leistung

Mit der Hälfte der Anlagen die doppelte Menge an Strom zu erzeugen ist ein gutes Zeichen.
Wie man im Beitrag auch lesen kann, wirken die Entbürokratisierungen von Habecks Ministerium bereits.
Wir sind höchst erfreut über die schnelle Genehmigung bei diesem Projekt. Das komplette Verfahren hat keine sechs Monate gedauert
Es geht also in die richtige Richtung im Jahr 2023.


Wie laut sind Windenergieanlagen?

Lautstärkevergleich

Gerade moderne Anlagen sind deutlich leiser als ältere Anlagen und es ist eher unwahrscheinlich, dass man die Lautstärke dieser eher hört als von der Landstraße oder von Regen.

Was ist mit Infraschall? Ist der gefährlich?

Windkraft Infraschall

Die Diskussion hält sich wacker, aufgrund einer wissenschaftlichen Arbeit vom BGR, welche sich erstmal stabil um den Faktor 1000 verrechnet hat.

Grundsätzlich gibt es gar nicht wenige Studien, die versuchen, einen kausalen Zusammenhang zwischen Infraschall (von Windenergieanlagen) und gesundheitlichen Einschränkungen zu finden.

Dennoch muss man eindeutig sagen, wenn man sich das Bild quer durch die letzten Jahre anschaut wie z. B. hier, hier oder auch hier gibt es eher wenige brauchbare Resultate, die von nachweisbaren Schäden sprechen.

Gerade sobald man davon spricht, dass eine Anlage mehr als 200 Meter entfernt ist, halte ich es an den Haaren herbeigezogen

Daher würde ich behaupten, mit der wissenschaftlichen Grundlage, die aktuell existiert -> Nein, Windenergieanlagen haben keinen messbaren schädlichen Einfluss auf Menschen.
Außer, wenn Leute mal wieder behaupten, dass sie Schlafstörungen wegen Anlagen haben, die noch gar nicht angeschaltet sind


Wie siehts mit dem Recycling bei Windenergieanlagen aus?

Windkraftanlagen

Grundsätzlich können ~85% der Anlagen bereits recycled werden.
Das Problem, was aktuell existiert, sind die Rotorblätter. Diese können in den meisten Fällen nicht so einfach recycled werden.
Allerdings gibt es von Simens Gamesa bereits die ersten Rotorblätter für Onshore wie Offshore-Anlagen seit letztem bzw. diesem Jahr.

Recycleblade Datenblatt

Also ja, die Rotorblätter werden für bisherige Anlagen problematisch sein, nur gibts eine Lösung.

Vestas präsentiert eine neue Lösung, die Rotorblätter auf Epoxidbasis rund macht

Persönlich halte ich es für deutlich plausibler, dass für bestehende Windenergieanlagen eine konsequente und umsetzbare Recyclinglösung gefunden wird als für die Alternativen wie Kernkraft.


Warum dauert der Bau von Windparks so lange?

Windpark Genehmigungsdauer, Durchschnitt 22,1 Monate ab Einreichung, 9 Monate ab Vollständigkeit.

Hier sieht man, wie absurd die Genehmigungsverfahren in Deutschland sind.

Der reine Bau eines Windparks dauert, an sich, für kleinere Parks 2 Monate, für größere ca. 6 Monate.

Die Genehmigungen sind der wahre Problemfaktor.

Es ist auch recht unabhängig davon, ob Bundesländer bereits einen größeren Anteil an Windenergie haben (Siehe Rheinland-Pfalz), die durchschnittliche Dauer für Genehmigungsverfahren ist einfach nicht schönzureden.

Allerdings gibt es glücklicherweise auch Grund zum Optimismus:

Durchbruch für ambitionierten Ausbau regenerativer Energien bis 2030: neue EU-Richtlinie für regenerative Energien beschlossen

Die Notfallverordnung der EU von 2022 wurde erst dieses Jahr permanent festgeschrieben. Diese haben unmittelbare Auswirkungen auf laufende Projekte, da Genehmigungsverfahren für Netzausbauprojekte und Energiethemen drastisch beschleunigt werden.
Beispiel vom 05.04.2023 für ein Repowerprojekt.
Dort dauerte das Genehmigungsverfahren nicht mal sechs Monate, während es für den Anbieter eher üblich war, mehrere Jahre zu warten.
Man sieht also, das Problem ist längst nicht gelöst, es geht allerdings voran. Das geht im allgemeinen Diskurs gerne mal unter, nur es passiert immens viel aktuell.


Sind Windenergieanlagen wirtschaftlich?

Marktwerte vs. EEG-Vergütung

Ja.

Wie schon beim Energiewende-Thema verlinkt, die Gestehungskosten von Windkraft und Solarenergie sind so absurd niedrig und die Investitionskosten vorab ebenfalls eher eine kleine Summe gegenüber Kernkraft oder Kohlekraftwerken, dass grade jetzt Projektbesitzer der Anlage sich dumm und dämlich verdienen, selbst wenn sie das nicht wollen.

Zusammengefasst: Windenergie ist eine super Idee, wie man im Rhein-Hunsrück-Kreis sehen kann, finanziell wie bilanziell.

Windenergie Kosten

Konkret sieht man, wie drastisch die Kosten der Windenergie runtergehen.
Im Jahr 2022 war das natürlich etwas komplexer, da durch Lieferkettenprobleme und Nachfrageexplosion die Preise eine etwas weitere Spanne erreichen als noch in den Jahren davor, nur grundsätzlich sieht es weiter gut aus mit der Preisentwicklung von Windkraft.

Nicht so aggressiv wie bei Photovoltaik, dennoch auch solide.

Das 980-MW-Windprojekt „N-7.2“ heißt künftig „Nordlicht I“ und soll ab Ende 2027 fossilfreien Windstrom für eine Million deutscher Haushalte produzieren.

Das sieht man auch daran, dass mittlerweile Offshore Windparks ohne staatliche Förderung möglich sind. Es gibt mittlerweile einige davon, ob jetzt Nordlicht 1 oder He Dreight als Beispiele benannt.
Energieformen, die sich nach und nach ohne staatliche Förderung betreiben lassen, wirken auf mich nach einer besseren Idee als z. B. Kernkraft mit dem Desasterprojekt Hinkley Point C.


Hat der Süden Deutschlands wirklich kaum Wind?

Windgeschwindigkeit Karte bei 50 Meter Höhe
Windgeschwindigkeit Karte bei 50 Meter Höhe

Im Diskurs hört man häufig, dass in Bayern nicht genug Wind vorhanden sei, sodass Windparks dort keinen Sinn ergeben würden.
Da werden dann auch gerne Karten benutzt, wo die Windgeschwindigkeiten nur in 10 oder 50 Metern Höhe gezeigt werden, als sei man noch im Jahr 1990.

Windgeschwindigkeit Karte bei 150 Meter Höhe
Windgeschwindigkeit Karte bei 150 Meter Höhe

Die meisten modernen Windenergieanlagen sind deutlich größer, da rechnet man eher mit Nabenhöhe (Mittelwert der Rotorhöhe über dem Boden) 150-200 Meter, sodass man selbstverständlich nicht als Referenz die 50 Meter Karte nehmen sollte, sondern eher die 150 Meter Angabe.

Mit Blick in die Zukunft noch ein Verweis auf ein Forschungsprojekt in der Lausitz.
Ein Grundsatz bei Windkraft ist, dass mit höherer Nabenhöhe ein besserer Ertrag möglich ist, da der Wind dort gleichmäßiger weht und gleichzeitig die Windgeschwindigkeit deutlich schneller ist.

Geschwindigkeitsvergleich 150 Meter vs. 300 Meter
Geschwindigkeitsvergleich 150 Meter vs. 300 Meter

Durch dieses Bild erkennt man, dass links (bei 147 Meter) die Windgeschwindigkeit durchaus drastisch anders ist als rechts (bei 297 Meter).
Diese weit höheren Windgeschwindigkeiten sind essenziell, da der Wert zur dritten Potenz in die Windleistung eingeht.
Dabei reden wir von einer potenziellen Verdoppelung der erzeugten Menge an Windstrom am identischen Standort. Statt 17,5 GWh 35 GWh pro Windenergieanlage, wenn wir eine V172-7.2 MW von Vestas als Beispiel verwenden.
Mit dieser Begründung verweise ich auf den Windenergieanlagenbestand in Deutschland.

Alter der Rückbau- und Bestandsanlagen

Es gibt in Deutschland 7.624 Windenergieanlagen (Stand 31.12.2023), die über 20 Jahre alt sind. Eben diese
verfügen über eine Nabenhöhe von 60-80 Meter. Die Vestas Beispielanlage kann von 114 bis 199 Meter Nabenhöhe
gebaut werden. Ähnlich wie bei dem Repowering Projekt Elster
kann man an vielen dieser Windparks gut die Hälfte der Windenergieanlagen entfernen, die andere Hälfte
durch größere neuere Anlagen ersetzen und dennoch 4-6 Mal höheren Ertrag erhalten.

Bei den heutigen Bauhöhen der Windenergieanlagen lohnt sich die Windenergieanlage auch in Baden-Württemberg und Bayern, ohne jeden Zweifel.

Was allerdings korrekt ist, im Binnenland Deutschlands haben Windenergieanlagen weniger Volllaststunden als in Küstennähe oder generell in Norddeutschland.
Das heißt aber nicht, dass es sich wirtschaftlich nicht massiv lohnen würde, auch im Süden Windkraft auszubauen.

Trotzdem muss man klar betonen, dass der Grundsatz, dass im Norden der Wind stärker weht und man bessere Erträge mit Windkraft hat, korrekt ist. Auch bei 200 Metern.
Nur sollte die Lektion da nicht sein, dass man im Süden gar keine Windenergieanlagen baut.
Insbesondere beim energiehungrigen Süden muss es doch klar sein, in Ermangelung von brauchbaren Netzausbau, dass natürlich auch Windkraftausbau da notwendig ist.

Anzahl der Wind-Volllaststunden nach typischen Standorten für Windenergieanlagen in Deutschland im Jahr 2021

2% der Landesfläche für Windkraft, wie sieht es in Deutschland damit aus?

Die Regionskarte, die nach Landkreisen anzeigt, wie gut der Ausbau vorangeschritten ist

Nicht missverstehen.
Keiner sagt, dass jeder Landkreis jetzt 2% der Fläche für Windkraft freigeben muss. Es gibt die Landkreise, die in einem Bundesland mehr Sinn ergeben als andere.
Warnung: Diese Karte ist veraltet und es lohnt sich, beim Zeit Energiemonitor nachzuschauen.
Dort findet man immerhin eine “Wie weit sind die Bundesländer?” Übersicht.

Allerdings ist diese Karte eine super Übersicht, um zu sehen, wie drastisch unterschiedlich der Ausbau vorangeschritten ist:
Siehe Rheinland-Pfalz mit dem Rhein-Hunsrück-Kreis.

Abspielen: Pioniere der Energiewende - Die Klimaschützer aus dem Hunsrück | SWR Made in Südwest
Pioniere der Energiewende - Die Klimaschützer aus dem Hunsrück

Einer meiner persönlichen Favoriten bei dem Thema, weil die Region das mehr als vorbildlich gestaltet, obwohl sie ein Binnenland sind.

Da wird glasklar demonstriert, was mit politischen Willen möglich ist.

Kapitel 5: Kernkraft

Kapitel 5: Kernkraft

Kernkraft wird weltweit kaum zugebaut

Sobald es um das Thema Energiepolitik geht, wird häufig darüber gesprochen, dass Deutschlands Pfad ein Sonderweg sei und der Rest der Welt Kernkraft zubauen würde.

Mit Nachrichten wie:

USA peilen großes Kernkraft-Comeback an
Eine Renaissance für die Kernenergie?

Natürlich soll das bestätigen, dass Kernkraft längst wieder zurückkommt und Deutschland auf einem Holzweg sei.

Im Detail für die einzelnen Kernkraftanlagen mit konkreter Namensbenennung hatte ich diese Frage bei diesem Beitrag bereits beantwortet, allerdings versuche ich es mit einem alternativen Ansatz erneut:

Share of CEM members’ net capacity additions, by technology
Renewable electricity capacity additions by technology, and China’s share

Zur Erklärung: Weltweit wurde 2023 zu 92% Photovoltaik und Windkraft zugebaut.
2024 wird das durch den absoluten Anstieg des Zubaus bei 95%+ ankommen.
Chinas Zubau von Kohlekraftwerken bricht 2024 und 2025 stark ein, da der aggressive regenerative Zubau zu einer Verringerung der absoluten Kohleverstromung führt und der Kernkraftzubau kann nach PRIS der Internationalen Atomenergieorganisation nicht mithalten.

Wir reden von potenziell unter 1% globaler Zubau und die Geschwindigkeit des regenerativen Zubaus dürfte mit kommenden Speichern, die in den Kosten aggressiv abstürzen, nur schneller werden.
Belegt wird das als Beispiel mit den 667 GWp Zubau in den USA die nächsten Jahre von Hybrid-Projekten. (Wind+Speicher und Photovoltaik+Speicher)

Denn trotz der geringeren Volllaststunden von Windkraft wie Photovoltaik sind 92% globaler Zubau einfach deutlich mehr als die 1% Kapazität an Kernkraft.

Solar growth outpaced wind, but both were slower than expected

46 TWh Mehrerzeugung aus Kernkraft (das fällt unter die Other Clean Stromerzeugung) 2023 weltweit gegen 513 Mehrerzeugung aus Photovoltaik und Windkraft.
2024 werden sich diese Zahlen global noch deutlicher unterscheiden.

Also wenn euch jemand erzählen will, dass Deutschland einen Sonderweg einschlagen würde, zeigt ihnen diese Zahlen und fragt sie freundlich, wie sie sich das genau erklären.

Neue Kernkraftprojekte brauchen im Schnitt 9-12 Jahre, neue Blöcke zu bestehenden Kernkraftanlagen brauchen eher 6-9 Jahre und selbst wenn es auch nur ein einziges Projekt seit Anfang 2023 geben würde in der EU, würden diese also frühstens 2029 oder 2032 fertig werden.
Nur … gibt es bisher keinen einzigen neuen Baustart seit 2007 in Frankreich mit Flamanville-3.

Ankündigungen aus heißer Luft erzeugt kein Strom, konkrete Projekte mit konkreten Zeitplänen und fertiggestellten Kraftwerke machen das.

Abschließend kann man nur sagen:
Lasst euch nicht in die Irre führen, der Kurs in der Energiepolitik ist weltweit deutlich eindeutiger als viele Menschen gerne behaupten.


Microsoft, Google und Amazon wollen Kernkraft? Ist Kernkraft zurück?

Im Herbst 2024 häufen sich die Meldungen über Pläne von Firmen wie Microsoft, Google und Amazon, die entweder alte Kernkraftanlagen wieder aktivieren wollen oder gar eigene kleine modulare Reaktoren einkaufen, um den Strombedarf von Datenzentren decken zu können.

Konkret sehen diese Pläne so aus:

In Three Mile Island passierte 1979 der größte Atomunfall der US-Geschichte. Nun soll der nicht betroffene Reaktor wieder ans Netz gehen, um Strom für Microsofts KI zu liefern.
Amazon steckt halbe Milliarde Dollar in Entwicklung von Atomenergie
Bis zu sieben Kraftwerke: - Google will Atomstrom einkaufen

Auf den ersten Blick wirkt das beeindruckend.
Immer mehr größere Firmen, die aufgrund eines logischen Problems (“Datenzentren sind enorm stromhungrig”) auf eine Stromerzeugungsform setzen möchten, welche wetterunabhängig Strom liefern kann.

Nur wie bereits bei der 600 Milliarden Lüge über die Energiewende oder Grimms Märchen über den Strompreis erklärt, lohnt es sich immer, bei solchen Schlagzeilen genau nachzulesen, was überhaupt angekündigt wurde und ob die Aussagen ansatzweise Sinn ergeben.

Gehen wir diese Beispiele durch:

Microsofts Kernkraftabenteuer mit Three Mile Island

Three Mile Island ist eine Kernkraftanlage, die ursprünglich für die schlimmste Kernkraftkatastrophe der USA bekannt ist und von dessen Anlage ein aktiver Block bis 2019 lief.

2019 wurde dieser Block abgeschaltet, da die Anlage in der Produktion zu teuer war.

Genau damit zeigt sich das erste Problem, welches in einem Bloomberg Artikel gut erklärt wird

The company will pay owner Constellation Energy Corp. at least $100 a megawatt-hour for power from the Pennsylvania plant, according to estimates from Bloomberg Intelligence, while Jefferies LLC puts the figure at about $112. That compares to about $60 a megawatt-hour for wind and solar energy available now in the same region, according to Jefferies

Das Unternehmen wird dem Eigentümer Constellation Energy Corp. mindestens 100 US-Dollar pro Megawattstunde für Strom aus dem Kraftwerk in Pennsylvania zahlen, so die Schätzungen von Bloomberg Intelligence, während Jefferies LLC die Zahl auf etwa 112 US-Dollar beziffert. Demgegenüber liegen die Kosten für Wind- und Solarenergie, die derzeit in derselben Region verfügbar sind, laut Jefferies bei etwa 60 US-Dollar pro Megawattstunde.
Will Wade (Bloomberg)

Erstaunlicherweise gehen nicht wenige Quellen davon aus, dass der Mehrbedarf an Strom aus Datenzentren in Kombination mit KI-Werkzeugen eine Notwendigkeit von Kernkraftanlagen, groß oder klein, erzeugt.
Generell sieht das die Internationale Energieagentur anders:

Figure 4.11 ⊳ Electricity demand growth by end-use in the STEPS, 2023-2030, and data centre sensitivity cases

Natürlich brauchen Datenzentren Strom, nur ist die Dimension des Strombedarfs gar nicht so hoch, wie geläufig angenommen.
Mit 60$ die MWh für Solar- oder Windkraftstrom gegenüber 100$ für eine MWh aus Three Mile Island wirkt Microsofts Schritt erst einmal nicht nachvollziehbar.

Wer diese Quellenliste intensiv gelesen hat, kennt bereits das kommende Bild:

The majority (78%) of hybrid (generator) capacity in the queues has requested to come online by the end of 2027; 11% has an executed interconnection agreement (IA)

Aus meiner Sicht ist diese Pipeline aus 667 GW an Solar + Speicher, Windkraft + Speicher oder Windkraft + Solar + Speicher eine deutlich bessere Quelle für die Stromerzeugung als die Kernkraftanlage von Three Mile Island.

Microsoft hat allerdings eine andere Begründung, wieso sie den Strom aus diesem Kernkraftwerk beziehen, da es wirtschaftlich eher fragwürdig ist.

The taxpayer-backed loan could give Microsoft and Three Mile Island owner Constellation Energy a major boost in their unprecedented bid to steer all the power from a U.S. nuclear plant to a single company. Microsoft, which declined to comment on the bid for a loan guarantee, is among the large tech companies scouring the nation for zero-emissions power as it seeks to build data centers. It is among the leaders in the global competition to dominate the field of artificial intelligence, which consumes enormous amounts of electricity.

Das vom Steuerzahler finanzierte Darlehen könnte Microsoft und dem Eigentümer von Three Mile Island, Constellation Energy, einen großen Schub für ihr beispielloses Vorhaben geben, den gesamten Strom aus einem US-amerikanischen Kernkraftwerk an ein einziges Unternehmen zu leiten. Microsoft, das sich weigerte, sich zu dem Angebot für eine Darlehensgarantie zu äußern, gehört zu den großen Technologieunternehmen, die im ganzen Land nach emissionsfreiem Strom suchen, um Rechenzentren zu bauen. Das Unternehmen gehört zu den führenden Unternehmen im globalen Wettbewerb um die Vorherrschaft im Bereich der künstlichen Intelligenz, die enorme Mengen an Strom verbraucht.
Evan Halper und Lisa Rain (Wall Street Post)

Laut der Washington Post versucht Constellation Energy mit Microsoft gemeinsam eine staatliche Garantie bis zu 1,6 Milliarden Euro zu erhalten, falls eine Insolvenz im Raum stehen sollte.

Durch diese Garantie kann Constellation Energy mit Geldgebern bessere Bedingungen für Finanzierungen erhalten, da ein Ausfallsrisiko aufgefangen wird von der Regierung neben Steuererleichterungen.

Daher wirkt das schon etwas verständlicher, wieso Microsoft sein Geld auch hinter dieses Projekt wirft, da die US-Regierung am Ende einen Großteil des Risikos trägt.
Aus meiner Sicht etwas ironisch, dass insbesondere Kernkraftfreunde häufig über Subventionen bei regenerativen Energien verärgert sind und genau diese Subventionen bei diesem Projekt der einzige Grund ist, wieso Kernkraft überhaupt erneut ins Gespräch gebracht wurde.


Googles Kernkraftprojekt mit Kairos

Google plant mit Kairos Power bis 2030 den ersten kleinen modularen Reaktor ans Netz zu bringen und möchte bis 2035 weitere aufbauen.

Since pioneering the first corporate purchase agreements for renewable electricity over a decade ago, Google has played a pivotal role in accelerating clean energy solutions, including the next generation of advanced clean technologies. Today, we’re building on these efforts by signing the world’s first corporate agreement to purchase nuclear energy from multiple small modular reactors (SMRs) to be developed by Kairos Power. The initial phase of work is intended to bring Kairos Power’s first SMR online quickly and safely by 2030, followed by additional reactor deployments through 2035. Overall, this deal will enable up to 500 MW of new 24/7 carbon-free power to U.S. electricity grids and help more communities benefit from clean and affordable nuclear power.

Zuerst: Google wirft in jede Stromerzeugungskapazität Geld rein u. A. in Tiefengeothermie 2023, was Google in ihrem 24/7 by 2030 Bericht vor vier Jahren bereits angekündigt hatten, daher ist dieser Schritt erstmal gar nicht überraschend.

Mein Kernproblem ist bei Kairos dasselbe, was ich bei den Wie teuer sind Kernkraftwerke allgemein? und Was ist mit Frankreich? Fragen im Detail beantwortet habe: Wirtschaftlichkeit.

Kairos Power hat bereits 2020 im MSR Workshop 2020 des Oak Ridge National Laboratory eine Angabe gemacht, welches Ziel an Preisen sie gesetzt haben und da haben sie mit $50/MWh oder 5 Cent/kWh gerechnet.

Kairos Power’s LCOE objective is to aggressively compete with natural gas combined cycle plants, even in today’s tough market conditions (2020!), das ist heute völlig anders

Das kommt mir bekannt vor:

Eye-popping new cost estimates released for NuScale small modular reactor

Detaillierte Informationen findet ihr bei diesem Beitrag zum Nuscale Desaster, nur ist das generell eine Problematik bei kleinen modularen Reaktoren.
Blumige Prognosen, die von der Realität eingeholt werden und auf den Boden der Tatsachen in die Insolvenz krachen.

Nur ist der Beitrag von Kairos aus dem 2020er Workshop.
Vergleichen wir die die aktuellen Zahlen mit denen von 2020

Kairos Power’s LCOE objective is to aggressively compete with natural gas combined cycle plants, even in today’s tough market conditions (2020!), das ist heute völlig anders
Levelized Cost of Energy Comparison—Version 17.0

LCOE als Rechnung ist nicht ideal.
Systemkosten und Kapazitätsfaktoren sind wichtig, nur haben wir kein Vergleich zum VALCOE-Wert der internationalen Energieagentur für Kairos, daher werde ich für die Wirtschaftlichkeit die Daten verwenden, die Kairos selbst für PR benutzt.

Grundsätzlich ist mein Punkt, dass in diesen paar Jahren die Kosten für Wind + Speicher oder Photovoltaik + Speicher signifikant gesunken sind und das ist eben das Problem für alle Kernkraftprojekte.

Wie man bei Financial Times und Bloomberg nachlesen kann, stürzen die Preise für regenerative Energien immer weiter ab.

Solar Panels at all-time-low
Battery Margins Are Being Squeezed - China cell spot prices and manufacturing costs

Konkret führt das sogar bei bereits langlaufenden Kernkraftanlagen zu Problemen in Frankreich, wo im Sommer 6 Kernkraftanlagen gedrosselt oder gar ganz abgeschaltet werden, da regenerative Energien geringere Betriebskosten haben und nach Merit-Order Kernkraft verdrängen.

Mit dem Preisabsturz der regenerativen Energien, während die Kosten für kleine modulare Reaktoren bei laufenden Projekten teurer werden.
Bis 2030 soll der erste Reaktor laufen, bis dahin wird es weitere Updates in dieser Quellenliste geben ähnlich zum Nuscale Desaster in diesem Kapitel.

Immerhin läuft ein Demonstrationsprojekt Project Hermes bei Kairos Power.
Damit ist diese Firma deutlich weiter als Oklo oder Nuscale, deren Projekte entweder gescheitert oder auf Eis gelegt wurden.


Amazons Investition in Kernkraft

Amazon hat gleich drei Projekte in der Pipeline bezüglich Kernkraft.

Geplant ist ein Projekt in Virgina mit Dominon Energy, um 300 MW an Leistung ans Netz zu bringen.
Zusätzlich wird in X-energy investiert, welche von der US-Regierung stark gefördert wird, um neue Kernkraftreaktoren der vierten Generation zu präsentieren.
Abschließend die größere Investition in Energy Northwest, um vier kleine modulare Reaktoren zu bauen.

All diese Projekte werden frühstens 2030 fertig sein und teils eher Richtung 2035 entwickeln.
Abseits davon, dass Kernkraftprojekte, regulär große wie kleine modulare Reaktoren, ein massives Zeitproblem haben.

Sowas bezieht sich nicht nur auf europäische Projekte, sondern findet man auch in den USA oder in einigen asiatischen Ländern.

Bezüglich dieser Pläne muss man vorwegnehmen, dass Amazon im Jahr 2023 seinen Strombedarf zu 100% aus regenerativen Energien eingekauft hatte, sieben Jahre vor ihrer Planung.

All of the electricity consumed by Amazon’s operations, including its data centers, was matched with 100% renewable energy in 2023

Im Fall von Amazon spricht man nicht nur vom Einkaufen von Strom über Zertifikate, sondern auch über das Finanzieren von Hunderten von Wind- und Solarparks über die ganzen Jahre.
Ähnlich wie Google wirft auch Amazon Geld in alle Richtungen, da der Strombedarf steigen wird, auch wenn der Mehrbedarf wegen Datenzentren und KI an Strom deutlich niedriger ist als viele einschätzen.

Im Fall von Amazon haben wir deutlich weniger brauchbare Informationen über die Projekte im Vergleich zu Microsofts Three Mile Island Albtraum oder Googles Abenteuer mit Kairos.

Dennoch hat Amazon mit Kernkraft eher Probleme in letzter Zeit.
Anfang November wurde der Plan ein Datenzentrum direkt vom Susquehanna Kernkraftwerk zu versorgen von der Federal Energy Regulatory Commission abgelehnt.

Sobald mehr Informationen über die anderen drei Projekte verfügbar sind, ergänze ich diese Story.


Metas Kernkraftprojekt wurde von Bienen gestoppt.

Meta ist bei dem Thema tatsächlich Vorreiter und weit vor den anderen drei Firmen in dieser Übersicht in das Kernkraftthema eingestiegen.

Nur hat Meta ein ganz besonderes Problem:

Meta’s plan for nuclear-powered AI data centre thwarted by rare bees

Bienen.
Bienen haben Metas Kernkraftprojekt gestoppt bzw. gebremst.

Falls euch Leute erzählen wollen, dass in der EU oder spezifisch Deutschland Umweltvorgaben Projekte ewig herauszögern, diese Probleme gibt es auch in den USA.

Sobald Metas Projekt ernsthafter voranschreitet, folgen weitere Updates.


Bauen alle Nachbarn Deutschlands Kernkraftanlagen?

Im Energiebereich gibt es kaum ein Thema, um das mehr Desinformationen und irreführende Informationen verbreitet wird, wie die einfache Frage: “Bauen um Deutschland alle Kernkraftanlagen aus?”

Kurzgefasst:
Der letzte Baustart eines AKW in der EU-27 (ohne Großbritannien!) war FLAMANVILLE-3 in Frankreich am 03.12.2007. Vor 16 Jahren und das ist immer noch nicht fertig.
Darüberhinaus gibt es Hinkley Point C-1 + C-2 2018 und 2019, nur möchten darüber die meisten Freunde der Kernkraft ungern reden. Dieses Projekt ist nämlich eine unfassbare Katastrophe.

Nun etwas umfangreicher:

Normalerweise sollte diese Frage nicht kompliziert zu beantworten sein.
Weltweit gibt es eine Organisation, die seit 1957 die friedliche Verwendung der Kernkraft beobachten soll und regelmäßige Kontrollen neben Schulungen und Forschungsarbeiten durchführt.

Die internationale Atomenergie-Organisation (Ab hier mit IAEA aus der englischen Version abgekürzt.) ist die zentrale Pro-Kernkraftquelle für solche Fragen und wie ich bereits bei dieser Antwort erklärt habe, ist das Power Reactor Information System (ab jetzt mit PRIS abgekürzt) mit Informationen der letzten 73 Jahren gefüllt.

Tatsächlich beinhaltet das auch jeden Baustart von Kernkraftanlagen.
Jedes Kernkraftwerk bzw. jeder Kernkraftblock hat einen Namen.

Sofern euch Leute in Diskussionen erzählen wollen, dass Land X oder Land Y Kernkraft ausbauen, fragt sie einfach, wie der Name der Anlagen sein soll.

Bloomberg NEF Report über Investitionen im Energiewendebereich nach Sektoren. 623 Milliarden Dollar für regenerative Energien (Speicher nicht inkludiert) und 33 Milliarden für Kernkraft.

In meiner Erfahrung reicht das schon, um die Diskussion abzuwürgen.
Aus offensichtlichen Gründen würde man bei einer Welle oder Hochlauf an Kernkraft, bei der viele Staaten mutmaßlich mitmischen, mehr Investionen erwarten.
Mit 33 Milliarden Dollar für das Jahr 2023 ist Kernkraft in einigen Ländern nicht tot, nur mit dem Vergleichswert von 623 Milliarden Dollar für regenerative Energien (ohne Speicher - Da gehts um 36 Milliarden 2023) spielt Kernkraft kaum eine nennenswerte Rolle.

Selbstverständlich möchte ich allerdings einen Mehrwert bieten und zeigen, wo genau es die letzten vier Jahre weltweit Baustarts gab.

Mit einer richtigen Liste - Damit es keine Diskussionen geben kann.

Beginnen wir mit 2021:

Baustarts gab es einen in Türkei mit Akkuyu-3, in China gab es sechs mit Changjiang-3 + 4 + Linglong-1 + Sanaocun-2 + Tianwan-7 + Xudabu-3, in Indien gibt es zwei mit Kudankulam-5 + 6 und in Russland einen Brest-OD-300.

AKKUYU-3 in der Türkei.
BREST-OD-300 in Russland.
CHANGJIANG-3 + CHANGJIANG-4 + LINGLONG-1 + SANAOCUN-2 + TIANWAN-7 + XUDABU-3 in China.
Zusätzlich in Indien gab es KUDANKULAM-5 und KUDANKULAM-6.

Wenigstens für das Jahr 2021 kann man nicht behaupten, dass auch nur ein einziges AKW in der Nachbarschaft Deutschlands gebaut wurde.
Türkei als Nachbar der EU hat zwar seit 1999 den Status eines Beitrittskandidaten, dieser ist allerdings seit 2016 komplett irrelevant, da sämtliche Gespräche zum Beitritt mittlerweile eingestellt sind.

Also zusammengefasst global zehn Baustarts und zehn Abschaltungen 2021.

2022 sah es in der Welt der Kernkraft so aus:

Baustarts gab es zwei in Ägypten mit El Dabaa-1+2, in China gab es fünf mit Haiyang-3 + Lufeng-5 + Sanmen-3 + Tianwan-8 + Xudabu-4 und in der Türkei einen mit Akkuyu-4.

AKKUYU-4 in der Türkei.
EL DABAA-1 und EL DABAA-2 in Ägypten.
HAIYANG-3 + LUFENG-5 + SANMEN-3 + TIANWAN-8 und XUDABU-4 in China.

Solange China und die Türkei nicht, während wir alle geschlafen haben, mehrere Länder annektiert haben, gab es 2022 exakt 0 Baustarts in der Nachbarschaft von Deutschland.
Abgeschaltet wurden 2022 fünf Kernkraftwerke, drei in Großbritannien (Hinkley Point B-1 + B-2 und Hunterston B-2), PALISADES in den USA und DOEL-3 in Belgien.

Final zu 2022 kann man sagen, es gab acht Baustarts und fünf Abschaltungen.

Jetzt schauen wir uns die Werte für 2023 an:

Baustarts gab es einen in Ägypten mit El Dabaa-3, in China gab es fünf mit Haiyang-4 + Lianjiang-1 + Lufeng-6 + Sanmen-4 + Xudabu-1 (ja, 1 fängt ein Jahr nach 4 mit dem Bau an, ist richtig so)

EL DABAA-3 in Ägypten.
HAIYANG-4 + LIANJIANG-1 + LUFENG-6 + SANMEN-4 + XUDABU-1 in China.

Dafür, dass Kernkraft einen Aufwind haben sollte, sieht man tatsächlich 2023 kaum etwas davon.
2023 gab es weniger Baustarts als 2022.
Zusätzlich gab es auch 2023 einige Abschaltungen:

Letzten Endes gab es 2023 sechs Baustarts und fünf Abschaltungen.

Die Gegenwart hat angerufen, jetzt folgt die Übersicht für 2024 (Stand 25.05.2024):

Baustarts gab es 2024 in Ägypten mit El Dabaa-4, in China gab es zwei mit Lianjiang-2 + Zhangzhou-3

EL DABAA-4 in Ägypten.
LENINGRAD 2-3 in Russland.
LIANJIANG-2 , XUDAPU-2 , ZHANGZHOU-3 , SHIDAOWAN-1 , NINGDE-5 und ZHANGZHOU-4 in China.

Neben diesen acht Baustarts gibt es das Jahr auch schon zwei Abschaltungen mit KURSK-2 und MAANSHAN-1 in Russland und Taiwan.

Ja, mir ist bekannt, dass 2024 noch mehr Projekte kommen dürften, nur ist bei der IAEA der Baustart offiziell nicht eingetragen z. B. Paks II, was ursprünglich 2030 fertig gestellt sein sollte und bereits zwei Jahre verspätet ist, bevor der Bau überhaupt richtig los geht. Top Zeichen.

Andere Projekte wie Sizewell C in Großbritannien haben aktuell nicht einmal eine gesicherte Finanzierung, was nach dem Desasterprojekt von Hinkley Point C keine Überraschung ist.

Nahezu alle Pläne europäischen Umfeld habe ich auf dem Schirm und sofern sich da etwas Konkretes entwickelt, werdet ihr diese in dieser Quellenliste finden.

Meine Begründung, wieso ich bei “angekündigten Plänen” etwas skeptisch bleibe:

Analyse: Wie hat sich die Debatte in den letzten Monaten (2008!) entwickelt?

Es ist sehr amüsant, diese Analyse von 2008 zu lesen und diese Einschätzungen zu begutachten.
Was ist davon eingetreten?

  • Italien hat nicht den Wiedereinstieg bis 2013 beschlossen.
  • Großbritannien hat nicht zehn Kraftwerke neugebaut und Hinkley Point C ist bisher auch eher ein wirtschaftlicher Totalschaden.
  • Frankreich hat nicht einen weiteren EPR-Reaktor gebaut oder angekündigt. Flamanville-3 ist immer noch nicht fertig.
  • Finnland hat nicht nur nicht einen weiteren Reaktor angekündigt, Olkiluoto-4 wurde sogar eingestellt und das wurde als garantiert angesehen.
  • Polen hat bis 2020 kein Kernkraftwerk aufgebaut. Selbst mit SMR werden solche Zeitreisen optimistisch.
  • Schweden plant tatsächlich seine Kernkraftkapazitäten zu erhöhen, also immerhin ein Erfolg! Wir ignorieren einfach, dass das über 14 Jahre nach Prognose passiert ist.
  • In der Schweiz ist auch kein erfolgreiches Gesuch bisher durchgeführt worden für ein zweites Kernkraftwerk.

Eher eine magere Bilanz für Kernkraft-Fans.
Daher sollte man immer vorsichtig sein, was bei Kernkraft versprochen wird.

Viele der großspurigen Versprechen enden in einem Desaster, wie beim Nuscale-Desaster Ende 2023 oder Oklos eingestampftes Projekt in Alaska für das US-Militär.

Hoffnung und Träume sorgen für keine Stromerzeugung, tatsächlich gebaute Kapazitäten erfüllen diese Funktion.
Bei regenerativen Energien sieht man immerhin Erfolge und tatsächliche Mehrerzeugung.

Daher kann jeder eine Meinung über die Stromerzeugung der Zukunft haben, allerdings keine eigenen Fakten, denn diese Fakten sprechen eine eindeutige Sprache für die Zukunft.

Aus den Fehlern der Vergangenheit sollte man lernen.


Dual-Fluid und die völlig realitätsferne deutsche Diskussion

Grade im deutschen Diskurs hört man häufig über den Dual-Fluid Reaktor.

Dual Fluid Studie von 2017, die ist tatsächlich super spannend, gerne mal nachlesen

Wenn euch Leute von dem Ding erzählen wollen, dass das der Gamechanger für Kernkraft ist, dann zeigt ihnen das:

Dual Fluid Zeitplan, 2034 soll Serienproduktion beginnen

So schön die Ideen hinter dem DFR sind, wenn alles nach Plan läuft, beginnt die Serienproduktion 2034.
Da muss ALLES funktionieren, damit das 2034 kommt.

Aktuell ist geplant, in Ruanda einen Demonstrationsreaktor zu bauen bis 2026, welcher bis 2028 die Technologie unter Beweis stellen soll.

Selbst Pro-Kernkraft-Newsseiten wie Nuclear Engineering International sehen dieses Projekt als sehr ambitioniert an und erwarten eher nicht, dass der Demonstrationsreaktor bis 2028 laufen wird.

Zusätzlich ist es grundsätzlich etwas bizarr, wenn ein so revolutionäres Design mit so vielen Vorzügen und Vorteilen ausgerechnet in einem Land wie Ruanda gebaut wird ohne jegliche Kernkrafterfahrung und nicht in Kanada, dem Sitz der Firma.
Immerhin hat Kanada eine bereits sehr etablierte und aktive Kernkraftbasis.

Standard PV Module Preis und Effizienz Großkundenpreis aus China. Quelle Bloomberg von 1,09$/W bei 15,4% im Jahr 2013 auf 0,13$/W bei 21,3% Effizienz. Solide Entwicklung

Schaut euch bei Solar oben oder bei Wind die Preisentwicklungen an.
Mir ist es ein Rätsel, wie Leute bei den Preisentwicklungen von Solar oder Wind ernsthaft denken können, dass Kernkraft da eine große Rolle spielt.

Preisabsturz von Lithium-Akku-Packs von 2013 bis 2023 von 780$/kWh auf 139$/kWh

Selbst wenn man ebenfalls die Preisentwicklungen mit Speichern berücksichtigt, diese bewegen sich ebenfalls in die richtige Richtung.

'Our demonstration reactor will show by 2026 that a better, far more efficient way of splitting atoms is within reach. Fundraising for this proof-of-concept project is ongoing. If you have more than €200,000 to invest...' Twitteranfrage nach Investoren. Absurd.

Aus meiner Sicht wirkt es etwas merkwürdig, wenn so ein durchschlagender technischer Erfolg scheinbar nach Investoren auf Social Media sucht.
Mit all der großen Nachfrage nach Kernkraft würde man meinen, dass die schiere Vorstellung dieses Projektes so einen Schritt nicht notwendig macht.

Halte den Dual Fluid Reaktor für die größte Nebelkerze im deutschen Diskurs um Energiesicherheit.

All diese Punkte sollte erklären, wieso man aus meiner Sicht nicht auf diese Technik setzen sollte.

Wo findet man Informationen über Kernkraftwerke?

PRIS-Übersicht

Mit Abstand die wichtigste Informationsquelle über Kernkraftwerke der internationalen Atomenergieagentur – PRIS.
Dort findet man nahezu alle Informationen über Kernkraftwerke weltweit der letzten 70 Jahre.


Wie teuer sind Kernkraftwerke allgemein?

Kernkraftkosten

Selbstverständlich sind die LCOE-Kosten nicht die einzigen Kosten bei Energiequellen, dennoch sind selbst die Gestehungskosten kein sonderlich positiver Faktor.
Da es im Diskurs über Kernkraftwerke ständig wild gewürfelte Zahlen gibt, wo spontan Rückbaukosten oder Kosten für den Aufbau oder Kosten für die Lagerung rausgerechnet werden, nutze ich als Referenz die Lazard-Kosten in Kombination mit den Investitionskosten für neue Kernkraftwerke, die weiter unten folgen.

Installierte Kapazität weltweit

Darüber hinaus belegt der simple Fakt, dass 2021 zum ersten Mal mehr Strom aus regenerativen Energien (Wind + Solar) erzeugt wurde, dass Kernkraft allein aufgrund der viel zu langen Bauzeit + Kosten eine untergeordnete Rolle spielen wird.
Kernkraft wird nie wieder Wind+Solar aufholen können.

EE vs. Kernkraft weltweit

Wie lange dauert der Bau der Kernkraftwerke?

Beispiel 1 12 Jahre für Shidao Bay 1
Beispiel 2 10 Jahre Bauzeit für SHIN-HANUL-1
Beispiel 3 18 Jahre für Olkiluoto-3
Beispiel 4 11+ Jahre für Vogtle-4

Grundsätzlich ist der Schnitt bei neuen Blöcken 6-9 Jahre, bei neuen Kernkraftwerken 9-12 Jahren.
Es gibt Ausreißer nach unten und nach oben, nur ihr könnt bei NPP Status Changes die Jahre durchschauen und unter New connections to the grid auf die einzelnen Kernkraftwerke draufklicken.

Verzögerungen sind bei Kernkraft leider Regel. Es gibt oft die Erzählungen, dass Kernkraftanlagen in großer Stückzahl in 5 Jahren aufgebaut werden können.
Dann schaut man sich die Fakten an und … seht selbst:

Expected vs. Real Duration

Kernkraft ist absurd langsam. Neue Techniken/Forschung braucht Jahrzehnte, bis sie angewendet werden kann. Dazu braucht es, wie bei Shidao Bay 1, erstmal einen Testreaktor und dann einen kommerziellen Reaktor.

Das dauert Zeit. Viel Zeit.

Wirtschaftlichkeit und Transformationsresistenz sind meine K.O. Kriterien für Kernkraft.

Basierend am World Nuclear Report 2023 befinden sich aktuell 53 Kernkraftwerke im Bau und sollen zwischen 2022-2028 ans Netz gehen.
Davon sind bereits 24 verzögert.

Seite 373-374

Ich sehe nicht, wie das ausgerechnet mit Gen IV-Reaktoren, die ja noch komplexer werden, geschweige SMR (Small Modular Reactoren = kleine Kernkraftwerke), die noch absolut unerprobt sind, ansatzweise besser werden sollte.
Grade da die modularen kleinen Reaktor ebenfalls wirtschaftliche Probleme andeuten, wie einer der ersten SMR-Reaktoren in den USA zeigt

Referenzen für Verzögerungen

Referenz 1: Hinkley Point C
Hinkley Point C

Ich kann es nicht fassen, dass ich seit 2 Jahren an dieser Quellenliste arbeite und alle sechs Monate einen neuen Link mit weiteren Fehlschlägen für Hinkley Point C hinzufügen muss.
Dieses Projekt ist ein absoluter Totalschaden, wie ich ihn noch nie erlebt habe.
Beim letzten Update dieser Quellenliste war der Start für 2027 geplant.
Jetzt soll er um weitere 15 Monate verschoben werden.

Das Nachfolgeprojekt Sizewell C hat nicht einmal eine Finanzierungszusage aufgrund der Schwierigkeiten dieses Reaktors.

Referenz 2: Olkiluoto 3
Olkiluoto 3
Referenz 3: Shin Hanul-1-2
Shin Hanul 1-2

Ist nicht nur ein Problem in Europa, sondern grundsätzlich überall ein Problem.


Sind Kernkraftwerke gefährlich?

Todeszahlen

Ja. Kernkraftwerke haben Risiken. Ja, es gab Unfälle.
Persönlich bin ich dennoch nicht überzeugt, dass das Risiko der Unfälle höher ist als der Schaden von Kohlekraftwerken und auch begrenzt Gaskraftwerke.
Sehe bei Kernkraft einfach oft nicht das gigantische Sicherheitsrisiko, was andere sehen. Du kannst da liebend gern anderer Meinung sein, wenigstens bei der Wirtschaftlichkeit finden wir einen Konsens, oder?

Lieber zuerst aus der Kohle raus mit Atomkraft und dann aus der Atomkraft raus wäre mein persönlicher Favorit.
Für Deutschland ist der Zug abgefahren, da ist der Atomausstieg durch und ich bin nicht der Meinung, dass man das jetzt noch länger rauszögern sollte, da so die Anbieter nur wieder erneut Milliarden an Schadensersatz verlangen wird und das Geld kann man in regenerativen Energien sinnvoller verwerten.

Rest der Welt? Kommt drauf an. Kann sinnvoll sein, drin zu bleiben je nach Potential von Wind/Solar.
Kernkraft ist absurd unwirtschaftlich heutzutage und das sollte doch schon ausreichen, um dagegen zu sein. Das wird sich in den nächsten acht Jahren kaum ändern, dafür braucht man für den Bau dieser Anlagen einfach viel zu lange.
Mir ist auch klar, dass OurWorldInData grundsätzlich skeptisch betrachtet werden und auch die gemeldeten Todesfälle super schwierig sind, da bei den bisher drei größten Katastrophen, Fukushima, Tschernobyl und dem Kyshtym-Desaster eine absurde Spanne zu den Todesfällen gibt.

Grade da auch Todesfälle vom Abbau von Uran nicht ordentlich gesammelt werden. Es ist definitiv keine einfache Aufschlüsselung.
Nur trotz der (durchaus plausiblen und korrekten) Skepsis bleibe ich bei meiner Position.
Kernkraft ist keine gute Idee aufgrund der fehlenden Wirtschaftlichkeit im Vergleich zu regenerativen Energien und der viel zu langsamen Geschwindigkeit.


Was ist mit dieser Kernkrafttechnik?

Was ist mit Flüssigsalzreaktoren?

Flüssigsalzreaktoren

Oft wird Flüssigsalz mit Thorium gleichgesetzt, weil es verschiedene Designs gibt, die wie Synonyme verwendet werden, ich beziehe mich auf Non-Thoriumlösungen.
Ich werde gar nicht erst so tun, als wäre es die Zeit wert.
Es hat theoretisch Vorteile, nur …

Flüssigsalzreaktoren haben ein recht unlösbares Problem bislang.

Problematisch für jeden MSR (Molten Salt Reactor)/Flüssigsalzreaktor, die Kammern wird durch Korrosion zersetzt und es gibt, meines Wissens nach, keine ernsthafte Testanlage der letzten 20 Jahre, die real ist, geschweige brauchbare Resultate bringen würde. Da ist Kernfusion realistischer.


Was ist mit schnellen Brütern?

Schnelle Brüter

So, jetzt geht es um Zukunftsmusik mit gleichzeitig uralten Herangehensweisen.

Schnelle Brüter (Fast Breeder) sind an sich nichts Neues. Die gabs vor Jahrzehnten schon ab und an. In Deutschland z. B. die KNK II in Baden-Württemberg
Der Gedanke war, dass man durch das Prinzip des Brütens “mehr Brennstoff” erhalten kann als man effektiv verbrennt.

Das hört sich phänomenal an, nur wie wir alle wissen, gibt es nahezu immer einen Haken.

Fast alle Brüterprojekte waren gut 30-50% teurer als die Alternativen.
Fast alle Brüterprojekte hatten Probleme mit Stabilität und Bauzeiten:

  • In Indien wird seit 2004 an einem Prototype Fast Breeder Reactor gebaut, er sollte 2020, 2021 und Oktober 2022 fertig werden. Spoiler: Ist er nicht. Auch beim dritten Update 2023 nicht.)
  • In Japan gab es das Monju Desaster, bei dem gleich in zwei Anläufen nach unter einem halben Jahr die Anlage abgeschaltet werden musste wegen eines Natrium Lecks. Man stelle fest, Natrium war die letzten Jahrzehnte leider nicht sonderlich stabil.

Deshalb hatte sich das System der Brüter bisher noch nicht durchgesetzt, auch wenn es definitiv viel Interesse gibt.


Was ist mit Thoriumreaktoren?

Thoriumreaktoren

Meistens, wenn Leute von Flüssigsalzreaktoren reden, meinen sie die mit Thorium.

Ich bin ehrlich, ähnlich wie viele der anderen Modelle, gibt es viele Ideen. Viele Designs. Ob das realistisch ist, werden wir sehen.

Es gibt in China seit 2021 einen Testreaktor, der TMSR-LF1.
Dieser läuft seit Juni 2023 im Test.
Falls dieser erfolgreich ist, soll es richtige kommerzielle Reaktoren der Art geben.

Nur wissen wir kaum was darüber. Es gibt viele Fragen über die Wirtschaftlichkeit und Sicherheit dazu.

Dennoch würde auch bei Thorium als Zukunftslösung frühstens ein Reaktor 2030 gebaut werden.
In acht Jahren.

Wage stark zu bezweifeln, dass das realistisch ist.


Was ist mit kleinen modularen Reaktoren(/SMRs)?

Was sind SMRs

Der Hoffnungsträger der Kernkraftindustrie.
Wieso kleine modulare Kernkraftanlagen so reizend sind, liegt schnell auf der Hand.
Klein soll bedeuten in Größenordnung eines kleineren Hauses gegenüber den gigantischen Anlagen wie Isar 2 in Bayern.
Kernkraftwerke, die man transportieren könnte und in großer Stückzahl produzieren kann, hat das Potential, Kosten zu sparen und schnell auch an Orte platziert zu werden, die sonst nicht in Frage kommen.

Es gibt über 70 Designideen.

Viele Ideen zu SMR nach Nationen

Nur wenige davon sind nahe daran in die Massenproduktion zu starten.

Eins der wenigen mit einer Zulassung (DCA) ist das Projekt von NuScale.

Das erste Modul soll Strom produzieren im Jahr 2029.

Nuscale Plan

Dennoch zeichnet sich auch bereits ein Bild ab. Die ersten Module sollten 2027 Strom produzieren. Es gab also auch Verzögerungen.

Dazu gab es Skepsis von der IEEFA, da die angekündigten Preise von NuScale nun mal auch im besten Fall teurer als die Alternativen sind.

Nuscale Budget/Power Price
Nuscale Budget 2023 Update

Update April 2023: Wie schon weiter oben erwähnt in einer anderen Frage, gab es jetzt schon massive Preiserhöhungen, bevor der erste SMR-Reaktor gebaut wurde von NuScale.
Wie schon vorher prognostiziert, sehe ich kein Szenario, in der kleine modulare Kraftwerke eine finanzielle Chance haben werden gegenüber Photovoltaik und Windenergieanlagen.

Zusätzlich gibt es so viele Fragezeichen, da die Firma bis 2029 finanziell überleben muss (vorher läuft ja keine der Anlagen) und als eine der ersten auf dem Markt natürlich ein noch höheres Risiko hat (keiner weiß so genau, ob und wie das funktionieren wird im aktiven Betrieb)

Das Projekt ist gescheitert, siehe die aktuelle Lage zu SMR/MMR nach diesem Beitrag.


Aktuelle Lage zu SMR/MMR

Ziel dieser Übersicht ist eine Sammlung von Nachrichten über kleine modulare Kraftwerke in SMR- oder MMR-Größe.
Sofern erfolgreiche SMR/MMR gebaut werden, liste ich ebenfalls hier.

Ende November 2024 - Frankreichs Startup Desaster

In Frankreich gab es eine Meldung von Le Point, dass in Frankreich eine aktuelle Prüfung der laufenden Kernkraftprojekte der vierten Generation durchgeführt wurde.
Frankreich gehört zu den Ländern, die Kernkraft so aggressiv vorantreiben wollen wie kaum ein anderes.

EXKLUSIV: Das geheime Audit, das die meisten französischen Atomkraft-Start-ups kreuzigt Das Ergebnis des im Frühjahr vom Hohen Kommissar für Atomenergie geleiteten Audits, das dem Élysée-Palast übergeben wurde, ist geheim und enthüllt, dass viele subventionierte Atom-Start-ups ihre Versprechen nicht einhalten werden

EXKLUSIV: Das geheime Audit, das die meisten französischen Atomkraft-Start-ups kreuzigt Das Ergebnis des im Frühjahr vom Hohen Kommissar für Atomenergie geleiteten Audits, das dem Élysée-Palast übergeben wurde, ist geheim und enthüllt, dass viele subventionierte Atom-Start-ups ihre Versprechen nicht einhalten werden.
Le Point

Von all den Konzernen wären nur vier Start-ups überhaupt “lebensfähig”, das wären Jimmy Energy, Calogena, Archeos und Blue Capsule.
Problem ist: All diese Konzerne konzentrieren sich auf Wärmeerzeugung für die Industrie und nicht auf die Stromerzeugung, die im Fokus des großen Frankreich 2030 Plans von Macron liegen.

Ursprünglich wollte Frankreich mit neuen Technologien einige der älteren französischen Kernkraftwerke ersetzen, die in den kommenden 11 Jahren abgeschaltet werden sollen, indem man auch teilweise den Atommüll verbrennen könnte.
Nur diese Anbieter wie Naarea sollen signifikante Probleme haben.

Wir sollten nach dem 10. Dezember mehr konkrete Details erfahren, da dort die Sitzung des Conseil de politique nucléaire (Rat für Nukleartechnik - CPN) ansteht.

Laut des Berichts für besagten Rats sollen eben von 12 Anbietern nur 4 überhaupt etwas liefern können und falls das tatsächlich der Fall sein sollte, wird das für die weltweiten Ambitionen für Kernkraft einen immensen Schaden hinterlassen.


Ende Oktober 2024 - Ultra Safe Nuclear Corporation ist pleite.

Ultra Safe Nuclear Corporation (“USNC”) Files Chapter 11 Petition to Facilitate Sale (Insolvenz)

Bisher sind Anbieter von Micro Modular Reactors (MMR) oder Small Modular Reactors (SMR) eher am Scheitern und bankrott gehen.
Ich sehe einfach nicht, wie sich bei den Investitionskosten (CAPEX) wie auch Betriebskosten (OPEX) diese Anlagen sich rechnen sollen.


Juli 2024 - Frankreichs Staatskonzern EDF musste ihr Nuward Projekt aufgeben und überarbeitet das Projekt vollständig, da es aktuell nicht wirtschaftlich gebaut werden kann.

Nuward France SMR Gescheitert.

Laut L’Informé hängt es mit Schwierigkeiten des entsprechenden Designs zusammen.
Daher möchte EDF ggf. auf bewährte Technologien und Anbieter zurückgreifen.


Update November 2023:

Abspielen: Well, well, well
Well, well, well

Wie befürchtet.
Das Projekt wurde am 08.11.2023 offiziell eingestellt.

Das SMR-Projekt hatte die höchste Wahrscheinlichkeit, einen neuen Goldrausch in der Kernkraft auszulösen.
Meine Position zur Kernkraft wurde dadurch nur verstärkt. Es ist wirtschaftlich eine zu kostenintensive Lösung, auf die man eher verzichten sollte.

Offensichtlich stimmt selbst die USA dieser Aussage zu.

Müll

Auch ohne diese Ablehnung gibt es bei den kleinen modularen Kernkraftwerken noch genügend Fragezeichen und Probleme.
Bei der deutlich höheren Menge an Atommüll, die bei SMR anfällt, sehe ich derzeit keinen Grund, auf SMR zu setzen.

Oklo SMR-Projekt zurückgezogen

Neben Nuscale ist inzwischen ein weiteres SMR/Mikroreaktor-Projekt gescheitert.
Es handelt sich um die Firma von Sam Altmann, bekannt durch ChatGPT.
Ebenfalls gescheitert ist Oklo mit einem Projekt für eine Militärbasis in Alaska.


Kapitel 6: Kernfusion

Kapitel 6: Kernfusion
Abspielen: Meme Mr Bean Waiting

Meine Meinung seit 16 Jahren.


Kapitel 7: Biomasse

Kapitel 7: Biomasse

Was ist überhaupt Biomasse?

Biomasse ist sehr vielfältig und im Gegensatz zu Solar/PV oder Wind nicht so simpel zu beschreiben.

Es gibt viele Quellen für Biomasse:

  • Holz aus Forstwirtschaft
  • Ackerpflanzen (/Anbaubiomasse)
  • Tierhaltung (Gülle)
  • Organische Abfälle aus der Industrie
  • Algen (Makroalgen)
  • Aus der Landwirtschaftspflege
Verteilung des Anlagenbestands von Vergärungsanlagen für Bio- und Grüngut und gewerbliche Bioabfälle von 2017

Hier sieht man eine Karte aus 2017. Es gibt eine Menge Vergärungsanlagen in Deutschland.
Diese können unterschiedliche Aufgaben erfüllen, sei es Biogas zur Wärme, sei es Verstromung oder sei es Biotreibstoff, wenn man die Biomasse energetisch verwertet.

Zur Übersicht, wie aktuell die Verteilung von regenerativen Energien in den verschiedenen Sektoren aussieht zur Erklärung

Öffentliche Nettostromerzeugung 2022

2022 war es insgesamt 42.2 TWh von 490 TWh öffentlicher Nettostromerzeugung, also 8,6% insgesamt. Also durchaus kein völlig zu vernachlässigter Teil wie Wasserkraft.

Endenergieverbrauch EE für Wärme und Kälte 2022

Hier sieht man, dass Biomasse für Wärme bislang sehr wichtig ist und über 3/4 der bisherigen regenerativen Energie im Wärmesektor daher stammt. Das wird im Wärmepumpe Kapitel noch genauer erklärt, wieso das nicht unlösbar ist für die Energiewende.

Endenergieverbrauch erneuerbare Energien im Verkehrssektor 2022

Im Verkehrssektor ist ebenfalls der Anteil von Biomasse groß in Relation zur gesamten regenerativen Energie, in absoluten Zahlen ist es sehr überschaubar.

Diese ganzen Visualisierungen sind wichtig für den Kontext für einige der kommenden Fragen.


Was ist die neue nationale Biomassestrategie (NABIS) ?

Lange her, dass Biomasse in dieser Quellenliste einen neuen Eintrag erhalten hat.
Ursprünglich wollte ich warten, bis die nationale Biomassestrategie (Ab hier kürze ich das Dokument mit NABIS ab) vollständig vorliegt, allerdings zieht sich der Prozess bei Özdemirs Bundesministeriums für Ernährung und Landwirtschaft (BMEL) deutlich länger als gedacht.

Also behandeln wir den geleakten Entwurf der NABIS vom Februar 2024.

Was steht allgemein in dieser Strategie drin?

Grundlagen zur Biomasseerzeugung und Verwertung schaffen, was sinngemäß Kaskadennutzungen, Kreislaufführungen von biogenem Kohlenstoff, und Vorrang stofflicher Nutzung bedeutet.

Abbildung 1: Flächennutzung in Deutschland und Nutzung landwirtschaftlicher Flächen 2021

Aus der Basisdaten Bioenergie Deutschland 2024 Übersicht finden wir zuerst eine Übersicht der Flächennutzung in Deutschland.
Knapp die Hälfte der Landesfläche wird landwirtschaftlich genutzt und von dieser Fläche werden auf 59% Futtermittel, 21% Nahrungsmittel, 13% Energiepflanzen, 2% Industriepflanzen angebaut und 5% komplett anders verwertet.

Grundlegend gibt es in der NABIS diese Annahmen bezüglich Flächen- und Biomasseverfügbarkeit oder Nutzung für die Zukunft:

  • Die Bevölkerungszahl in Deutschland bleibt bis 2050 weitgehend konstant.
  • Der (Primär)Energieverbrauch in Deutschland sinkt deutlich (durch Einsparung und Effizienzsteigerung). Eine Erinnerung hier: Damit ist nicht der Strombedarf gemeint, dieser wird durch Elektrifizierung steigen.
  • Die Bevölkerung verbraucht weniger Fleisch. Dadurch sinken die Tierbestände und folglich der Futterbedarf- und der Wirtschaftsdüngeranfall bis 2050 teilweise deutlich.
  • Der Ökolandbau wird weiter ausgebaut (30 %-Ziel bis 2030).
  • Die Stärkung des Waldspeichers leistet zusammen mit dem Holzproduktespeicher aus der Holznutzung einen wesentlichen Beitrag zur Erfüllung des Klimaschutzziels im Sektor Landnutzung/Landnutzungsänderung/Forst (LULUCF).
  • Die stoffliche Nutzung von Holz und anderen nachwachsenden Rohstoffen im Gebäudebereich steigt.
  • Es entsteht ein zusätzlicher Bedarf an Biomasse in der Industrie, vor allem im Chemiesektor zur Substitution fossiler Einsatzstoffe.
  • Für Torfersatzprodukte werden zusätzliche Mengen an Biomasse benötigt.
  • Ein größerer Teil der landwirtschaftlich genutzten Moorflächen wird wiedervernässt und mit Paludikulturen bewirtschaftet

Mindestens die Aussage, dass die Bevölkerung weniger Fleisch verbraucht, ist belegt.
Nach dem Ernährungsreport 2023 nehmen immer weniger Leute täglich Fleisch- und Wurstwaren zu sich, 2015 waren es 34%, beim Report 2023 nur noch 20%.
Dagegen greifen mittlerweile zehn Prozent zu vegetarischen und veganen Produkten, während es 2020 noch fünf Prozent waren.
Selbstredend sind das keine gewaltigen Sprünge, dennoch decken sich diese Annahmen natürlich mit der Prognose der NABIS und ist für die Entwicklung der landwirtschaftlichen Fläche nicht irrelevant.

Investitionen in Anlagen für erneuerbare Wärme 2013-2022

Investitionen in Biomasse Wärme sind 2022 auf einem Rekordwert von fast 3 Milliarden Euro.
Grundsätzlich hat Biomasse seinen Platz als Flexibilisierungsmittel des Strom- und Wärmesektors, in dem ein Teil der Spitzenlast abgedeckt werden könnte.
Speziell diese Investitionsentwicklung passt zur NABIS und der energetischen Verwendung von Biomasse.

Verwendung des energetisch nutzbaren Biomassepotenzials

Was ist das Ziel dieser Strategie?

Grundsätzlich möchte die NABIS folgende Ziele erfüllen:

  • Effiziente und nachhaltige Flächennutzung sicherstellen, was am Ende durch 30% beim Öko-Landbau erreicht werden kann.
    Konkret beinhaltet das auch Effizienzsteigerungen durch das Verwenden von Agri-PV und Agro-Forst-Systemen, wodurch eine weit bessere Doppelnutzung der Flächen erzeugt werden kann.

  • Umstellung der Waldbewirtung auf Mischwälder mit überwiegend heimischen Baumarten in Kombination mit nachhaltigen Bewirtschaftungsformen, damit der Wald als natürliche Kohlenstoffsenke in Deutschland weiter funktionieren kann.

  • Interessanterweise möchte das Landwirtschaftsministerium nicht zwangsläufig den Bedarf an Biomasse steigern, sondern nur, sofern Flächennutzung und Biomasse nachhaltig und biodiversitätsfördernd kombiniert werden können. Das war bei den Eckpunkten vorher noch anders.
    Ausschließlich ungenutzte, nachhaltige Biomassepotentiale erschließen.

  • Biomasse soll idealerweise an den Orten verwendet werden, die keine Alternative mit Wasserstoff- und/oder Elektrifizierung haben. Spezifisch benannt wird hier ggf. Gebäude, die unter Denkmalschutz stehen und so durch Biogas/Methan versorgt werden können oder auch Teile der Hochtemperaturprozesswärme. (Unklar, welcher Bereich der Industrie gemeint ist. Mir sind keine bekannt, die nicht über Alternativen verfügen.)
    Zusammengefasst wünscht sich das Landwirtschaftsministerium der Biomasse eine Position als Brückentechnologie, bis sich die Alternative durch strom- wasserstoffbasierten Technologien etabliert hat.

  • Deutschland möchte auf EU-Ebene klarstellen, dass Emissionen der Biomasse strenger betrachtet werden, sodass nicht ignoriert wird, dass die Biomasseproduktion Einflüsse auf langlebige Systeme wie Wälder hat. Zusätzlich wird das in der Langfriststrategie Negativemissionen zum Umgang mit unvermeidbaren Restemissionen (LNe) im Detail festgehalten.

  • Außerdem möchte die Bundesregierung auf EU-Ebene einheitliche Standards und Normen zur Biomasseerzeugung. Diese fehlen aktuell bizarrerweise.

Mit welchen Maßnahmen und Prinzipien soll das erreicht werden?

  • Übergeordnete Nachhaltigkeitskriterien einführen, die gleichzeitig Mechanismen benötigen, damit diese Kriterien auf ihre Wirkung überprüft werden können.

  • Teller vor Trog vor Tank. Es geht grundsätzlich zuerst um die Produktion von Nahrungsmitteln (Food First) bei Biomasse. Der Rest stellt sich hinten an.

  • Stoffliche Nutzung priorisieren und Kreislaufwirtschaft in den Fokus setzen, sodass alle Produkte idealerweise so lang wie möglich verwertet werden können. Im besten Fall kann man via BECCS,

Decarbonization and moving to net-negative
  • Bioökonomie fördern, damit man Biomüll langlebiger verwerten kann als bisher und nicht überwiegend nur verbrennt.

  • Fokus daraufsetzen, dass möglichst viele Bereiche mit strom- und wasserstoffbasierten Technologien dekarbonisiert werden, damit das begrenzte Biomassepotential nicht völlig ausgereizt werden muss.

  • Fokus auf lokale Stoffkreisläufe, sodass in ländlichen Räumen mehr Bewusstsein für die Flächennutzung geschaffen wird und Minimierung von Transportwegen ermöglicht werden.

Wann kann man mit den ersten Lösungen rechnen?

Ein Auszug aus NABIS, das sind selbstredend nicht alle Maßnahmen, bitte lest für die gesamte Liste den Entwurf:

  • 2025 soll die RED III (Renewable Energy Directive) ambitioniert umgesetzt werden.
    Gedanke dahinter ist, dass Mitgliedsstaaten ggf. härtere Ziele umsetzen.
    Eine Idee wäre die Anwendung eines CO2-Faktors für holzartige Biomasse.

  • Zusätzlich soll mit einer neuen Version der Bioabfallverordnung bis Ende 2025 ungenutztes Potential von Biomüll verwertbar werden.

Bioenergiepotenzial 2050 – Was kann Bioenergie leisten?
  • Mit Veröffentlichung von NABIS sollen Verbraucherinnen und Verbraucher aktuelle Fakten zur Nutzung von Biomasse über Social Media erhalten, was recht zeitnahe starten soll.

  • Ein bundesweites Monitoringsystem der Kohlenstoffspeicher in der Land- und Forstwirtschaft entwickeln soll bis 2030 geschaffen werden u. A. mit Blick auf das kommende Soil Monitoring Law der EU.

  • Ein flächendeckendes Moormonitoring bis Ende 2025 entwickeln bzw. das bisherige System erweitern. Außerdem soll alternative Bewirtschaftungsformen für trockengelegte Moorböden bis 2025 gestärkt werden, das beinhaltet auch Moorflächen für PV-Anlagen (Moor-PV). Im Solarpaket 1, welches im Mai 2024 durch den Bundestag und Rat soll, werden diese PV-Anlagen speziell gefördert, damit sich das rechnet.

  • Bis 2030 soll nachhaltiger und ressourceneffizienter Hausbau spezieller gefördert werden, u. A. mit der Überarbeitung der Bauproduktenverordnung (BauVPO) als ersten Schritt, neben beschleunigten Genehmigungsprozesse für biogene Baustoffe in den nächsten Jahren.

Abschließend würde ich sagen, dass die Priorisierungen der NABIS spannend sind.

Auch nach Abschluss der Recherche ist mir nicht gänzlich klar, welcher Teil der Industrie bevorzugt auf Biomasse setzen will, außer ggf. für Kohlenstofflösungen.
Jedoch sind die Ideen wie staatliche Monitoringlösungen, die eine einheitliche Übersicht über die Bodenqualität liefern sollen, sehr erstrebenswert und gut.

Der Ansatz, Rest- und Abfallstoffe energetisch mehr zu verwerten, ist ebenfalls als vielversprechend zu erachten. Diesbezüglich lassen sich im IPCC-Bericht durchaus auch Ansätze ausfindig machen, die diesen Ansatz für Biomasse als erstrebenswert einstufen.

Werde diese Antwort aktualisieren, sobald es verabschiedet wird.
Stand 23.04.2024 gab es nur den Leak des Entwurfes.
Da kann sich durch Änderungsanträge noch einiges ändern.


Ist Biomasse ineffizient?

Ich zitiere mal das Umweltbundesamt:

Unseren Rechnungen zu Folge kann pro Hektar im Jahr rund 40-mal mehr Strom durch Photovoltaik-Neuanlagen (ca. 800 MWh) erzeugt werden, als beispielsweise beim Maiseinsatz in Biogasanlagen (im Mittel 20 MWh)

Selbst wenn wir anfangen, die Verluste bei PV-Strom mit Speicherung in Form von Wasserstoff zusätzlich einzurechnen ist das sehr eindeutig.
Selbst mit jeder Form von Umwandlung gibt es effektiv kein Szenario, was realistisch ist und Biomasse einen Vorteil gibt.

Nutzung der Biomasse

Darüber hinaus gibt es viele Zweifel, ob grade im Hinblick mit den Temperaturentwicklungen der letzten Jahre es überhaupt Sinn ergibt, Flächen für diesen Zweck herzugeben.

Die Visualisierung stammt aus dieser Studie des Umweltbundesamtes.
In der Zukunft wird Biomasse nicht völlig verschwunden sein, allerdings eine deutlich untergeordnete Rolle spielen.


Kapitel 8: Wasserkraft

Kapitel 8: Wasserkraft

Was hat es mit der neuen Studie der Energy Watch Group auf sich?

Wasserkraft ist eine Stromerzeugungsform, die je nach Nation essenziell bis irrelevant sein kann.
Wasserkraft spielt in Deutschland keine nennenswerte Rolle mit 19,48 TWh oder 4,5% Anteil der öffentlichen Stromerzeugung 2023.

In der aktuellen Studie der Energy Watch Group wird mit Repowering und Reaktivierungspotential argumentiert.

Wie viel Mehrerzeugung wäre mit diesem Ansatz möglich?

Abbildung: Steigerung der Leistung / MW durch den Ausbau der Wasserkraft / Quelle: Seidel 2024b
Abbildung: Steigerung der Jahresstromerzeugung in TWh durch den Ausbau der Wasserkraft / Quelle: Seidel 2024b

Grundsätzlich wäre eine Verdoppelung der Kapazitäten selbstredend eine spannende Investition, je nachdem, wie aufwendig und teuer die Modernisierungs- , Repowerings- , Reaktivierungskosten final sind.

Ein eindeutiger Vorteil der Wasserkraft sind die Volllaststunden bzw. der Kapazitätsfaktor.
Wasserkraft ist nur begrenzt bzw. minimal vom Wetter abhängig, auch wenn Dürren in einigen Ländern zu deutlichen Problemen führen kann bei Wasserkraft.

Tatsächlich spricht die Studie einen guten Punkt an:

Überhitzte Flüsse und Gewässer sind eine Energiequelle, die sich mit modernen Wärmetauschern
rasch erschließen lässt. Nahwärmesysteme rund um die Rückhaltebecken der Wasserkraft sind
eine Win-Win-Lösung für alle.

Fluss- oder Meerwärme für Nahwärmenetze zu verwenden, ist eine sehr gute Sache und wird mit deutscher Technik von MAN Energy Solutions (MAN ES) in Dänemark angewendet.
Dort werden in Zukunft 100.000 Menschen mit der Wärme des Meeres versorgt, indem pro Sekunde 4000 Liter Meerwasser durch die Anlage fließen und dank der Wärmetauscher wird dem Wasser drei Grad Temperatur entzogen. Tatsächlich reicht diese Energie, um das Fernwärmenetz auf etwa 90 Grad zu erwärmen.

Aus meiner Sicht ist das ein Ansatz, die viele Orte in Deutschland kopieren sollte.
Allerdings distanziere ich mich von der Annahme, dass Wasserkraft dazu notwendig ist.

Wasserkraft hat einen Nachteil.
Dank des Preisverfalls von Photovoltaik und Windkraft weltweit haben sich diese beiden Stromerzeugungskapazitäten durchgesetzt.
Wasserkraft spielt weltweit eine größere Rolle als Kernkraft, dennoch eine sehr kleine.

Jetzt zum Kernproblem:

Mit einer EEG-Novelle pro Wasserkraft die Vergütungssätze anpassen.

Diese Einspeisevergütungen sind aus meiner Sicht nicht zu rechtfertigen.
Kann man leicht erklären, wieso das nicht sinnvoll ist.

 Der durchschnittliche mengengewichtete Zuschlagswert liegt in dieser Runde bei 5,17 ct/kWh und damit 1,3 Cent unter dem Wert der Vorrunde (6,47 ct/kWh).

Resultate der PV-Ausschreibung Ende Januar 2024 führten zu einer EEG-Vergütung zwischen 4,44 ct/kWh und 5,47 ct/kWh.
Zugegebenermaßen sollte man bei PV- und Windenergieanlagen die Speicherkosten und ggf. Netzausbaukosten einbinden, nur selbst das fällt unter den Wert der Förderung, die hier vorgeschlagen wird.

Eine Energiewende kann nur funktionieren, wenn die Bürger des Landes einen praktikablen wirtschaftlichen Vorteil daraus sehen, bei einer Einspeisevergütung in der Dimensionierung, die diese Studie vorschlägt, wäre das nicht mehr zu rechtfertigen.

Darum sage ich zu der Studie, dass sie interessante Impulse setzt und auch interessante Probleme anspricht, allerdings nur ein Fazit zulässt:

Wasserkraft ist eine schöne Technologie, in Deutschland allerdings nicht mehr die angebrachteste Stromerzeugungsquelle der Zukunft, da die Alternativen einfach kostengünstiger sind.

Kleiner Hinweis zum Schluss:

Ein unsinniger Fehler mit Tippfehler. Dadurch führt der Link zu einer Spam oder Malwareseite.

Bitte überprüft bei euren Haus- oder wissenschaftlichen Arbeiten, dass ihr nicht unbeabsichtigt Tippfehler in den Links einbaut.
Das führt nämlich dazu, dass eine der Quellen in dieser Studie zu einer Spam- oder Malwareseite weiterleitet.

Statt dem Umweltbundesamt landet man bei irgendeiner Spamseite. Glücklicherweise blockiert uBlock Origin erfolgreich.

Daher lieber selbst die Primärquellen/Verweise bzw. Stichpunkte der Namen sicherheitshalber bei der Suchmaschine deiner Wahl eintippen und Malware vermeiden.


Spielt Wasserkraft überhaupt eine Rolle in Deutschland?

Solange man nicht spontan die Schweiz oder Österreich fluten möchte für ein gigantisches Wasserkraftwerk oder Skandinaviens Landschaft importieren kann, wird das etwas kompliziert, der Wasserkraft eine nennenswerte Rolle zu geben.

Öffentliche Nettostromerzeugung 2023

Laut dem Fraunhofer ISE beträgt der Anteil der Wasserkraft in Deutschland grade einmal 4,5%.

Stromerzeugung aus Wasserkraft von 2005 bis 2022

Wie man in dieser Visualisierung der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien sehen kann, ist Wasserkraft stagnierend.
Sei es installierte Leistung oder Stromerzeugung.
In Deutschland gibt es geographisch bedingt kaum Potential, was nicht bereits erschlossen ist, da einerseits für Speicherkraftwerke die hohen Gefälle und Speicherkapazität von Talsperren und Bergseen außer im Voralpenraum kaum vorhanden sind und für Laufwasserkraftwerke, welche häufig mit Schleusen kombiniert werden und eine niedrige Fallhöhe bei verhältnismäßig schwankender Wassermenge benötigen, bereits nahezu das gesamte Potential ausgeschöpft ist.

Wasserkraftstandorte in Deutschland

In diesem Beitrag von 2010 sieht man eine grobe Verteilung der Wasserkraftanlagen in Deutschland. Die Quelle ist schon etwas älter, durch die stagnierende Realität dieser Energiequelle ist es immer noch hilfreich zum Verständnis.

Wasserkraftstandorte in Deutschland 2017

Das hat sich laut des Bundesverband Deutscher Wasserkraftwerke auch nicht großartig verändert in sieben Jahren bis 2017.


Wird Wasserkraft in den kommenden Jahren nicht weniger?

Chinas Wasserkraft Schwierigkeiten mit dem Yangtze

Es gibt immer wieder Berichte die letzten Jahre, dass Dürren zu Einschränkungen mit Wasserkraft führen.
Das Beispiel war 2022 in China. Neben den Zero-Covid-Schwierigkeiten, welche zu weltweiten Lieferkettenproblemen beigetragen haben, war auch das ein Problem.

2024 sieht es leider weiterhin nicht so aus, als ob Wasserkraft weniger Probleme mit Dürre haben wird, wie man als Beispiel in Ecuador und in Zambia herausfindet.

In China führte das auch zu diesem Resultat:

Chinas Kohlepläne

Wasserkraft macht in China im Jahr 2022 14,73% des Strommixes aus.
Das war zu der Zeit mehr als Solar + Wind. Dementsprechend wurden durch die Hitzewellen auch Blackouts ausgelöst, die länger angehalten haben.

GEMs wahre Aussage zu den CO2-Emmissionen

Kurzgefasst, was der Global Energy Monitor zu dem Thema sagt:

Falls Solar/Wind und auch Kernkraft weiterhin so ausgebaut werden, wie das in der Rekordsgeschwindigkeit aktuell passiert, dann hat das nicht zwangsläufig eine Auswirkung auf die Emissionen oder auf den Kohleverbrauch.
Es sind effektiv Backuplösungen für den Fall, dass sich die Dürrezeit wiederholen sollte.

Natürlich ist das dennoch nicht gut, nur sollte man es nicht dramatischer darstellen, als es ist.

Das deckt sich auch mit den Ergebnissen aus dem 1 Halbjahr 2023.

Global Electricity Mid-Year Insights 2023

Exemplarisch hierfür kann man den Global Electricity Mid-Year Insights 2023-Bericht
verwenden. Hier sehen wir, dass es in den ersten sechs Monaten 59 TWh mehr Strombedarf weltweit gab,
109 TWh mehr Strom aus Windkraft und 104 TWh mehr Strom aus Solarstrom erzeugt wurde, allerdings 177
TWh weniger Strom aus Wasserkraft ein Problem darstellt. Wie schon 2022 sorgt das für massive Schwierigkeiten
bei der Versorgung. Der Wind- und Solarausbau ist also auch im Hinblick mit Dürre eine essenzielle Notwendigkeit.

Ähnliche Schwierigkeiten mit den Wasserständen gab es auch in den USA, in Afrikanischen Ländern wie Zambia und Zimbabwe und auch in Ländern wie Brasilien

Deshalb ist es, aus meiner Sicht, gefährlich, groß auf Wasserkraft zu setzen, da mit den zunehmenden Dürrezeiten nicht einfacher werden dürfte.

Großteil des Stroms sollte aus Windenergie und Solarenergie kommen.
Das ist in Deutschland allerdings leicht zu regeln, da Wasserkraft ohnehin keine große Rolle spielt.
Das führt direkt zur nächsten Frage.


Kann man Wasserkraft in Deutschland überhaupt ausbauen?

Die Auffassung des Bundesverband Deutscher Wasserkraftwerke, wie viel Wasserkraft ausgebaut werden kann, auf das doppelte der bisherige Stromerzeugungsmenge, 31 TWh

Hier redet der Bundesverband Deutscher Wasserkraftwerke von bis zu 31 TWh im Jahr 2030. Das wäre die doppelte Stromerzeugung der Wasserkraft verglichen mit dem Jahr 2023 mit 19,48 TWh.
Bedenkt: Ein Bundesverband redet natürlich gerne vom Idealszenario, der mit wirklich realistischen Annahmen wenig zu tun hat.

Aus meiner Sicht spricht nichts dagegen, durchaus Wasserkraft mitzufördern und zu modernisieren.
Nur muss man ehrlich sein.
Wasserkraft in Deutschland hat nahezu keine Relevanz.
Im Jahr 2023 gab es 16.5 TWh mehr Strom aus Solar- und Windkraft als im Jahr 2022.
Mit Blick auf die Eigenversorgung im gewerblichen Bereich (gesamte Nettostromversorgung) wäre es fast 20 TWh Mehrerzeugung.

Bei den deutlich aggressiveren Ausbauzielen der EU (statt 32,5% regenerativen Energien bis zu 45% im Jahr 2030) und auch der deutschen Umsetzung dieses Ziel in Kombination mit den bereits massiv angezogenen Zielen von Deutschland bei Wind- und Solarenergie sehe ich nicht, wie Wasserkraft in Deutschland mehr Relevanz erreichen wird.

Energiewende als Projekt ist ein gewaltiger Kraftakt, den man nicht unterschätzen sollte und daher sollte das Geld dort investiert werden, wo es die besten und schnellsten Resultate liefern kann.

Wasserkraftausbau ist eher eine Frage für die Nachbarn in Österreich und der Schweiz, die weit mehr darauf angewiesen ist.


Kapitel 9: Geothermie

Kapitel 9: Geothermie

Was ist Geothermie?

Ein Bild der Kruste des Planetens, welches ~3 Grad Celsius pro 100 Meter zunimmt für die Erdkruste als Schnitt andeutet

Unser Planet ist glücklicherweise sehr heiß im Erdkern. Diese Hitze ist glücklicherweise für uns Menschen erreichbar.
Je nachdem, wo man lebt, sogar sehr einfach.
Praktischerweise ist nicht nur die Hitze des Erdkerns hilfreich und nutzbar, sondern auch die Kälte, falls der Untergrund kälter ist als die Temperatur in der freien Natur im Sommer.
Diese Versatilität durch auch Klimakälte ist der immense Vorteil der Geothermie.

Nach dem Bundesverband Geothermie steigt die Temperatur in Mitteleuropa ca. 3 Grad Celsius pro 100 Meter.

92% des Primärenergiemixes Islands wird aus erneuerbaren Energien gewonnen, davon 85% Geothermie

Das Paradebeispiel ist Island. Dort ist es so im Überschuss vorhanden, dass Island ohne Probleme den Großteil des Energiebedarfes (nicht nur Strom) decken kann.

Einsatzmöglichkeiten der Geothermie

Es gibt grundsätzlich Oberflächennahe Geothermie (bis 400m Tiefe) und Tiefe Geothermie (ab 400m bis ca. 5000m Tiefe), die viele Einsatzmöglichkeiten ermöglichen.

Oberflächennahe Geothermie

Oberflächennahe Geothermie eignet sich ideal zum Beheizen und auch Kühlen von Gebäuden. Man kann die Energie aus oberen Erdschichten oder auch aus dem Grundwasser nutzen, um einerseits zu heizen oder auch zu kühlen.

Erdwärme Anwendungsfälle mit Sonden/horizontalen Kollektoren oder zwei Brunnen

Nachfolgend sehen wir die beliebtesten Systeme, die man z. B. für Privathaushalte nutzt.

Erdwärmesonden

Erdwärmesonden, die senkrecht in die gebohrten Löcher eingelassen werden und dann mit einem Typus Zement festgebaut werden.
Diese werden mit Wärmeträgerflüssigkeiten gefüllt, die idealerweise die Wärme aus der Erde aufnimmt und nach oben zur Wärmepumpe transportiert.
In Deutschland finden diese Bohrungen in ca. 70-150 Meter Tiefe statt.

Vorteile: Man kann diese Systeme sehr leicht hochskalieren, sodass nicht nur einzelne Häuser sondern direkt Quartiere bzw. ganze Wohngebiete damit versorgt werden können, damit kann ebenfalls ein Nah oder Fernwärmenetz erschaffen werden, sodass man direkt eine größere Gruppe an Gebäuden versorgen kann.

Nachteile: Erdwärmesonden sind anfangs teuer. Die LCOE-Kosten (“laufende Kosten”) für Wärme, wie auch Strom, sind sehr günstig, allerdings sind die Anschaffungskosten durchaus gerne hoch.

Erdwärmekollektoren

Diese werden meist in nur 0,8 bis 1,6 Meter Tiefe verlegt.
Wie wir weiter oben geklärt haben, ist in dieser Tiefe die Temperatur nicht sonderlich hoch, wird mit viel Fläche gearbeitet.
Ein Flächenkollektorsystem braucht absurd viel Platz und ist dazu noch abhängig vom Boden. Ein feuchter Lehmboden, der bessere Wärmeübertragung ermöglich, braucht z. B. weniger Platz als ein trockener Sandboden.
Die Grundrechnung ist für Erdwärmekollektoren, man benötigt die doppelte Kollektorfläche, die man an Wohnfläche nutzt. (100m² Wohnfläche -> 200m² Kollektoren)

Aus meiner Sicht ist das Risiko bei Kollektoren höher, dass Unfug bei der Verlegung stattfindet.
Neben den Aspekten der unterschiedlichen Bodenarten muss auch dringend beachtet werden, dass zu dicht verlegte Kollektoren z. B. zu viel Wärme entziehen und das zu einer Art “Vereisung” führen kann, sodass die Fläche verschlammen kann.
Dieser Aspekt ist oft die stille Post, die man im allgemeinen Diskurs hört, wenn Leute fragen, ob Geothermie die Erde nicht auskühlen könnte.
Meistens hat man über Umwege eine Story von Kollektoren gehört, die zu einer lokal sehr begrenzten Vereisung des Bodens geführt hat, da diese Anlagen eben nicht 70-150 Meter tief sind, sondern 0,8 bis 1,6 Meter.
Wenn man keinen Unfug beim Bau anstellt und große Flächen zur Verfügung hat, sind Wärmekollektoren absolut eine Option.

Vorteile
Preise von Bosch als Beispiel

Man sieht eine Beispielrechnung von Bosch bezüglich Wärmepumpen, die einerseits auf Kollektoren aufbauen und andererseits auf Sonden aufbauen. Das sind selbstverständlich nur grobe Richtwerte, die sich (basierend an der Region für die Bohrung bei Sonde oder am Boden) unterscheiden können.
Kollektoren sind günstiger und eine potenziell großartige Quelle für günstige Wärme für das eigene Haus mit hoher Jahresarbeitszahl.

Nachteile

Der Flächenbedarf ist immens. Nicht jeder hat diese Flächen zur Verfügung, die benötigt werden.

Bodenübersichtskarte Deutschland

Je nach Region ist der Boden auch nicht ideal (sandiger Boden findet man z. B. in Norddeutschland nahe Küsten oder periglaziale Flugsandböden)

Dazu haben Erdkollektoren eine begrenzte Vorlauftemperatur in vielen Fällen. Achtet bitte darauf, was euer Bedarf ist, bevor ihr euch für Erdsonde oder Erdkollektor entscheidet


Wo gibts in Deutschland Geothermie überhaupt?

Geothermisches Informationssystem - Ein Beispielbild, wo man die ganzen Informationen hernehmen kann

Das Geothermische Informationssystem zeigt eine sehr gute Übersicht über nahezu alles, was Geothermie betrifft, sei es Standorte, Hintergrunddaten, alles.
Kann ich wärmstens empfehlen, auch das Schulungsmaterial ist super spannend. Man sieht dort auch sehr deutlich.


Woher weiß ich, ob ich persönlich Geothermie nutzen kann?

Jedes Bundesland hat Webseiten, wo man sich über das Potential der eigenen Umgebung informieren kann.
Selbstverständlich nach gutem deutschen Föderalismus gibt es sehr unterschiedliche Systeme.
Ihr sucht in den Tabs zur Oberflächennahe Geothermie nach Angaben zur Wärmeleitfähigkeit, Spezifische Wärmeentzugsleistung oder Standorteignung Oberflächennahe Geothermie.

Zusätzlich findet sich, falls ihr die Frage anklickt, noch der Link zur Thermomap EU, welches ebenfalls eine gute Übersicht über Deutschland hinaus zeigt.
In meinen Augen sollte man Geothermie nicht unterschätzen und dringend fördern, die Erdwärme oder Klimakälte ist viel wert und das weit über Deutschland hinaus.

Beispiel, wonach man suchen würde mit Sachsen

Ehrlich, einige Bundesländer machen das so unfassbar unübersichtlich.
Falls Überforderung eintritt, durchatmen und nach und nach mal durchscrollen, alle Bundesländer haben die Angaben, selbst wenn es erst nicht so aussieht.
Grüße gehen raus an den Geologischer Dienst Nordrhein-Westfalen, die das absolut vorbildlich machen. Muss man auch mal loben.
Sehr visuell ansprechend und einfach gestaltet.
So sollte das für die Geothermieberatung in allen Ländern aussehen, damit man schneller einen Eindruck erhält, ob Erdwärme eine gute Idee ist.


Kapitel 10: Wasserstoff

Kapitel 10: Wasserstoff

Wie viel Wasserstoff braucht Deutschland in der Zukunft?

Bezüglich der Energiewende wird häufig die Frage gestellt, was Deutschland tun soll, wenn weder Sonne noch Wind verfügbar sind.

Der Sensenmann der Dunkelflaute fliegt direkt in das Gespräch.

Dennoch reden wir erstmal von der Frage, wie der Wasserstoff erzeugt wird und wieso das aus mehreren Gründen sinnvoll ist neben der Dunkelflaute.
In der Zukunft wird es durch den aggressiven Zubau von PV- und Windkraft immer häufiger Stunden geben, in denen die Preise in den Minusbereich gehen, sodass andere Staaten (oder Verbraucher im eigenen Land, welche dynamische Stromtarife in Kombination mit einem Smartmeter verwenden) sogar Geld erhalten, wenn sie den Strom abnehmen und verbrauchen.

Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland in Woche 4 2024

Ein konkretes Beispiel: Woche 4 2024. Es gibt eine größere Menge an Strom aus Windkraft und die Preise purzeln teilweise in den Minusbereich.

Einer der konkreten Lösungsansätze, um diese Minusstunden netzdienlicher zu vermeiden, ist die Erzeugung von Wasserstoff und die Speicherung dieses erzeugten Wasserstoffes.
Sobald dann eine Dunkelflaute oder eine Zeit mit weniger regenerativen Energien auftritt, kann dieser Wasserstoff in Gaskraftwerken verstromt werden, die wasserstofffähig sind.
Wasserstofftaugliche Gaskraftwerke werden z. B. in Baden-Württemberg gebaut.

Zum Thema Minusstunden ein Hinweis, diese werden die kommenden Jahre ohnehin weniger eine Rolle spielen.

Wenn der Spotmarktpreis im Jahr 2023 für die Dauer von mindestens vier aufeinanderfolgenden Stunden, in den Jahren 2024 und 2025 für die Dauer von mindestens drei aufeinanderfolgenden Stunden, im Jahr 2026 für die Dauer von mindestens zwei aufeinanderfolgenden Stunden und ab dem Jahr 2027 für die Dauer von mindestens einer Stunde negativ ist, verringert sich der anzulegende Wert für den gesamten Zeitraum, in dem der Spotmarktpreis ohne Unterbrechung negativ ist, auf null.

Kurz auf Deutsch: Falls sich die Strompreise am Spotmarkt länger im Minus bewegen, erhält man immer schneller keine Vergütung dafür nach dem EEG.
Sowas gibt Anreize, ggf. die Anlagen mit Akkuspeichern von oder zur Erzeugung zur Wasserstoff zu kombinieren, um den Strom dann.
Glücklicherweise wird bei dieser Energiewende aktuell auch mit Verstand gearbeitet, auch wenn das im medialen Diskurs gerne anders dargestellt wird.

Nach der Nationalen Wasserstoffstrategie sind 95-130 TWh Bedarf an Wasserstoff für 2030 geplant.
Rund 50-70% (45 bis 90 TWh) werden aus dem Ausland importiert.

Für den Transport aus dem Ausland wäre das Wasserstoffderivat Ammoniak idealer.
Hauptgründe dafür: Man kann Ammoniak bei 20 °C bei 8,6 bar und -33°C transportieren.
Zur Referenz: Wasserstoff klassisch zu transportieren, braucht spezielle Tanks, die auf -253 °C (!) gekühlt werden müssen.
Offensichtlich ist der Aufwand bei Ammoniak deutlich einfacher.

Sieht nicht nur die Politik so, denn z. B. Mabanaft in Hamburg und RWE plant in Brunsbüttel ab 2026 300.000 Tonnen grünes Ammoniak anzunehmen und dann weiterzutransportieren über das Wasserstoff-Kernnetz, welches bei der nächsten Antwort in diesem Kapitel näher beleuchtet wird.

In Deutschland gibt es mit knapp 262 TWh das größte nationale Erdgasspeichervolumen, welche aus ca. 33% Porenspeichern und ca. 66% aus Kavernenspeichern bestehen.

Einige Teile davon könnten nach Anpassungen für die Speicherung von Wasserstoff geeignet sein.
Wichtig ist eine Speicherstrategie, da der Erdgasbedarf natürlich erst Stück für Stück rückläufig sein wird in Deutschland.
Es ist jedoch zu beachten, dass aufgrund der geringeren Energiedichte von Wasserstoff und den Schwierigkeiten bei der Kompression die Speicherkapazität um 70-80% reduziert wird, sofern man CH4 mit H2 vergleicht.

Nach der Metastudie Wasserstoff - Auswertung von Energiesystemstudien kann man davon ausgehen, dass knapp 10-15% des Wasserstoffbedarf im Jahr gespeichert werden müssen.
Sofern man die 95-130 TWh Bedarf der nationalen Wasserstoffstrategie annimmt und den höchsten Wert als Referenz annimmt, heißt das, man braucht 13 bis 19,5 TWh an Wasserstoff in diesen ehemaligen Erdgasspeichern.

Langfristig für 2050 rechnet z. B. das Fraunhofer ISI mit einem Bedarf von 218 TWh.
Wäre mit den Speicherkapazitäten also ebenfalls noch im möglichen Rahmen.
Allerdings muss klargestellt werden, dass in den meisten Szenarien dieser Studie nahezu gar keine heimische (deutsche) Wasserstoffproduktion angenommen wird.

Bei diesen Angaben kann man konkret ausrechnen, dass die bisherigen Erdgasspeicherkapazitäten ein signifikanter Teil der Lösung sein können.

Aus Erfahrungen bei ersten Pilotprojekten zeigt sich, dass die Umrüstungskosten zur vollständigen
Speicherung von Wasserstoff in bestehenden Untergrundspeichern mindestens 30 % der Neuinvestitionskosten für eine Kavernenspeicheranlage betragen. Hochgerechnet auf alle bestehenden Kavernenspeicher in Deutschland würde das einen Investitionsbedarf für Umrüstungen zur Speicherung
von Wasserstoff von mindestens 30 Mrd. Euro bis 2050 erfordern.

Der Nationale Wasserstoffrat, welche seit Juni 2020 die Bundesregierung bei Wasserstofffragen berät, geht davon aus, dass bis 2050 ein Investitionsbedarf von mindestens 30 Milliarden besteht, damit die Umrüstung sämtlicher Kavernenspeicher stattfinden kann.

Zum Import von grünen Wasserstoff und seinen Derivaten gibt es ein großartiges Impulspapier, welches ich wärmsten empfehlen kann, falls man einen sehr kompetenten Überblick über die Herausforderungen dieser Frage beschäftigen möchte.
Explizit geht es darum, einen Überblick über die Studienlandschaft zu der Frage von grünen Wasserstoff und Importen zu verschaffen, da die Bundesregierung aktuell noch an einer Importstrategie für Wasserstoff und dessen Derivate arbeitet und so eine Übersicht natürlich helfen kann.

Die Zusammenfassung dieses Papiers:

  • Preise für Wasserstoff und Derivate werden tendenziell unterschätzt. Deshalb sollte eine Fokussierung auf bestimmte Anwendungen erfolgen.
  • Potenzielle Exportländer verfolgen teilweise andere Ziele, die im Widerspruch zu denen Deutschlands stehen können.
  • Die drohende Verlagerung von größeren Anteilen der Wertschöpfung in Exportländer setzt Deutschland unter Druck, bietet aber auch Chancen.
  • Bei einer Importstrategie bestehen Zielkonflikte, die es zu identifizieren gilt und die anhand eines politischen Abwägungsprozesses zu lösen sind.
  • Verkäufer werden kurz und mittelfristig eine bedeutende Marktmacht haben.
  • Bei der Entwicklung einer Importstrategie sollten zwischen Wasserstoff und Wasserstoffderivaten klar unterschieden werden und die jeweiligen Spezifika beachtet werden.

Punkte zum Import von reinen Wasserstoff:

  • Die Voraussetzungen zur Entwicklung regionaler Märkte für Wasserstoff sollten zeitnah geschaffen werden.
  • Eine Wasserstoffimportstrategie sollte aus den Erfahrungen beim Aufbau des europäischen Gashandels lernen.
  • Bei Wasserstoffimporten sollte sich Deutschland auf die EU und EU-Anrainerstaaten konzentrieren.
  • Die Integration der MENA-Länder in eine Wasserstoffimportstrategie benötigt besondere Maßnahmen.
  • Eine breitere Diversifizierung von Wasserstoffimporten hat seinen Preis.

Punkte zum Import von Wasserstoffderivaten:

  • Die Voraussetzungen zur Entwicklung globaler Märkte für Wasserstoffderivate sollten zeitnah
    geschaffen werden.
  • Deutschland sollte international insbesondere Japan und Südkorea als Konkurrenten aber
    auch mögliche Kooperationspartner bei der Importstrategie beachten.
  • Die EU sollte aus Gründen einer Marktmacht eine Wasserstoff-Allianz bilden.
  • Die Spezifika bei den jeweiligen Wasserstoffderivaten (u.a. eKerosin, Ammoniak, Methanol) sollten bei einer Importstrategie berücksichtigt werden.

Infolgedessen zeigt sich, Deutschland, wie auch die gesamte EU, hat einiges vor sich.
Jedes Ziel ist erreichbar, nur braucht es insbesondere die kommenden Jahre den politischen Willen, um dieses Ziel zuverlässig zu erreichen.

The figure below presents the workstreams of Hy2Infra, including the individual projects

Mittlerweile gibt es bei der Frage von Wasserstoffspeicherkapazitäten Fortschritt.
Am 15.02.2024 genehmigte die EU umfangreiche Förderungen für IPCEI.
Unter anderem EWE und VNG haben konkrete Projekte in diese Richtung angekündigt und werden diese Stück für Stück aufbauen.

Kurz und Knapp kann man zusammenfassen:
Es geht voran und das ist gut so.


Kann man Wasserstoff zum Heizen verwenden?

Aiwanger behauptet Wasserstoff sei eine realistische Lösung für Wohnungsbestand.

Während der Verhandlungen über das Heizungsgesetzes (GEG) 2022 und 2023 wurde Wasserstoff als Alternative zu Wärmepumpen und Nah- oder Fernwärmenetzen präsentiert. Dies geschah unter anderem in Bayern von Hubert Aiwanger und der FDP-Fraktion im Bundestag.
Es wurde argumentiert, dass es günstiger sei, das bestehende Erdgasnetz in Deutschland umzurüsten, anstatt die Stromnetze für Wärmepumpen auszubauen.

Die Frage ist jedoch, ob dies tatsächlich eine wirtschaftliche Alternative darstellt.

Praktischerweise gibt es dazu wissenschaftliche Meta-Studien, die die gesamte Studienlandschaft zu genau dieser Frage untersucht.
In dieser Studie von Ende Januar 2024 wurden 54 Studien seit Januar 2019 zusammengeführt und untersucht.

In keiner dieser 54 insgesamt (!) Studien spielt Wasserstoff beim Heizen eine signifikante Rolle.

Figure 6. Share of hydrogen of final energy demand for heating in cost-optimal pathways

Der Median (also Mittelwert) von 24 Studien beträgt 1% Anteil am Endenergiebedarf im Heizungssektor.
Nahezu alle Studien gehen von einem 4-6 Mal höheren Strombedarf gegenüber Wärmepumpen und Fernwärme aus, was bei Wasserstoff und all den Umwandlungsprozessen auch keine Überraschung ist.

Daher kann man nur sehr deutlich von Wasserstoff zum Heizen abraten.
Wasserstoff ist zu wichtig für manche Industriezweige, als dass man das sinnlos für das Wärmen von Gebäuden verheizen sollte.

Wärmepumpen und Nah- wie Fernwärmenetze sind immer effizienter.
Physik kann man nicht einfach durch Tüfteln überwinden.

Ergänzend muss man noch klarstellen, dass das Ersetzen der Erdgasnetze in Deutschland durch Wasserstoff aus meiner Sicht eine sehr … optimistische Sache ist.

Zuerst das deutsche Erdgas-Kernnetz als Karte, damit wir eine konkrete Übersicht haben.

Das deutsche Gas-Fernleitungsnetz im Überblick; Stand Februar 2017

Faktisch sieht man auf der Karte ein Fernleitungsnetz von ca. 40.000 KM und ein Verteilnetz von ca. 555.000 KM.
Daher kann man durchaus verstehen, warum einige Menschen anfangs denken, dass man doch vielleicht lieber das bestehende Netz so aktiv wie möglich nutzen sollte durch Wasserstoff, falls sie sich noch nicht eingearbeitet haben.

Entwurf für das Wasserstoff­-Kernnetz 26.01.2024

Bezüglich Wasserstoff haben Fernleitungsnetzbetreiber (FNB) bis 2032 rund 9.700 KM geplant als Kernnetz, dadurch sollen alle Bundesländer angebunden werden mit einer Ausspeiseleistung von ca. 280 TWh.
9.700 KM Kernnetz würden 19,8 Milliarden Euro kosten.

Mathe muss man jetzt nicht studiert haben, um sich zu überlegen, was die Kosten für 40.000 KM Fernleitungsnetz und dann noch ca. 555.000 KM Verteilnetz bedeuten würden.
Selbstredend wären die Kosten für das Umrüsten nicht identisch zum Neubau sowie die , nur in Kombination mit der Meta-Studie oben mit der Übersicht über 54 Studien wirkt eine Investition in Wasserstoffnetze in einer ähnlichen Dimension wie für Erdgasnetze ehemals sehr absurd.

Lieber das Geld sparen und in eine massive Dämmungskampagne stecken, sodass der Endenergiebedarf von Wohnungen in Deutschland sinkt und mehr Gebäude wirtschaftlich durch Wärmepumpen versorgt werden können.
Das wäre mit hoher Wahrscheinlichkeit günstiger als die absurden Mengen an Milliarden für ein umfangreiches Wasserstoffverteilnetz, selbst wenn man erstmal die Förderung exklusiv für Energieeffizenzklasse H-Häuser anbieten würde.

Faktisch gibt es bereits gute Förderprogramme und diese Töpfe sollten eher aufgestockt werden als dieser Wasserstoff Fiebertraum.

Cadent Media Statement 11th July 2023

Großbritannien ist bei dieser Frage schon weiter.
Pilotprojekte in Großbritannien scheitern bereits vor Start, wobei das in diesem konkreten Beispiel neben den absurden Kosten nach den zwei Jahren als Test auch mehr mit der sehr katastrophalen Informationskampagne des Anbieters zusammenhängt.

Deutschland sollte sich, meiner Meinung nach, beim Heizungsthema lieber an Skandinavien + Finnland orientieren und Nah- wie Fernwärmenetze wie in Dänemark, die z. B. in Esbjerg 100.000 Dänen über eine große Meerwasser-Wärmepumpe versorgen.

Heating methods in Danish residential buildings 1981–2020 by proportion of dwelling

Dänemark setzt über die Jahrzehnte immer mehr auf Nah- oder Fernwärmenetze und teils auf Biomasse.

Figure 13: Energy consumption for heating and hot water in the Swedish residential and service sectors (2002–2015) by building type

Schweden setzt ebenfalls massiv auf Nah- und Fernwärmenetze und Wärmepumpen.
Finnland und Norwegen sehen sehr ähnlich aus.

Dort hat die Energiekrise 2022 im Gegensatz zu Deutschland nicht so hart Kosten verursacht, da die Abhängigkeit vom russischen Gas nicht genauso vorhanden war.

Final kann man sagen:
Wasserstoff hat seine wichtigen Aufgaben, Heizen ist keine davon und Alternativen sind vorhanden und funktionieren.

Hydrogen Ladder Version 5.0

Deutschland benötigt dieses Wasserstoffnetz für kommende Gaskraftwerke, die erst mit Erdgas, mittelfristig mit (grünen) Wasserstoff betrieben werden sollen + Industriezweige, die Wasserstoff benötigen in einer dekarbonisierten Zukunft.

Unter diese Industriezweige fallen z. B. Entschwefelungsprozesse, Hydrocracken oder auch die Hydrierung.
Für viele andere Prozesse gibt es Alternativen ohne Wasserstoff, dennoch ist volle Elektrifizierung leider weiterhin nicht überall möglich.


Kann man Wasserstoff für PKW oder Fahrzeuge generell verwenden?

Brennstoffzellen Fahrzeuge sind sehr beliebt im öffentlichen Diskurs in Deutschland.
Mit der Realität oder den Fakten, geschweige den weltweiten Verkaufszahlen hat das allerdings überhaupt nichts zu tun.

Global EV and FCV four-wheeler sales

Zu Beginn kann man klar sagen, dass der Markt für PKW diese Frage bereits deutlich beantwortet hat.
E-Autos (10.5 Millionen) verkaufen sich 750 Mal häufiger als Brennstoffzellen PKW (15.000) im Jahr 2022.

Schauen wir uns die ehemaligen Brennstoffzellen-Hochburgen Südkorea und Japan genauer an.

Südkorea

Vehicle registrations in South Korea, 2022-23 (not including two-wheelers)

In Südkorea sind die Zulassungen von 2022 auf 2023 um mehr als 50% gefallen.
Deckt sich mit dem BloombergNEF-Report.
Eher düsteres Bild mit den steigenden E-Auto-Zahlen für die Brennstoffzellenfans.

Japan

Monthly sales of zero-emission cars in Japan, 2021-23

Für Japan muss man die Visualisierung nicht groß kommentieren, oder?
Stellt einen Absturz von 2021 zu 2023 von 82,87% (!) dar.
Ausgerechnet in einer der Hochburgen der Technologie.
Verkaufszahlen der E-Autos steigen nicht so stark wie in anderen Märkten, keine Frage, nur auch da setzt sich eine Technologie durch.

Deutschland

Die Nummer 1 der alternativen Antriebe im Januar 2024

Fünf Stück. Fünf Toyota Mirai. Das sind alle Brennstoffzellenfahrzeuge, die im Januar 2024 zugelassen wurden nach Kraftfahrt-Bundesamt.
Gegen 22.474 vollelektrische Fahrzeuge im identischen Zeitraum.
Ja, das ist eine Monatsübersicht und keine Jahresübersicht.

Falls ihr euch alle Monate für Deutschland raussuchen wollt, dann schaut in der Übersicht vorbei und sucht nach “Die Nummer 1 der Segmente und die Nummer 1 der alternativen Antriebsarten im MONAT 20XX” für den Monat, der euch reizt.

Unter den Tabellen findet ihr eine Übersicht wie diese im Bild weiter oben für Januar 2024.

So sehr sich viele Menschen wünschen, dass Wasserstoff der heiße neue Antrieb für ihren Schlitten werden soll.
Der Markt hat längst entschieden.

E-Autos sind günstiger in der Produktion und im Verkauf, erreichen mittlerweile höhere Reichweiten als Brennstoffzellen-Fahrzeuge und können sehr zeitnahe praxistauglich schnell 400 KM in 10 Minuten Reichweite aufladen.
Dazu sind Ladesäulen deutlich kostengünstiger und flexibler aufzubauen (eine eigene Wasserstofftankstelle im Garten aufzubauen ist eher unpraktiabel gegenüber eine Wallbox) und haben sich in Deutschland mit 20.895 Schnellladepunkten auch bereits gut bewährt.

Also nein, weder die Ampel, noch die EU hat nicht allein entschieden, dass E-Autos besser als Brennstoffzellenfahrzeuge sind.
In Wahrheit ist das internationaler Konsens.


Was sind diese ganzen Farben bei Wasserstoff?

Farben des Wasserstoffs

Dieses Visualisierung des Instituts für Klimaschutz, Energie und Mobilität erklärt es sehr einfach, was diese ganzen abenteuerlichen Farben bedeuten soll für die Wasserstoffproduktion.

Bei Kernkraft gibt es neben Rot gerne Pink oder Violett als alternative Kennzeichnung, es ist recht neu und wird bisher nicht zur Produktion von Wasserstoff verwendet, daher können sich verschiedene Forschungsteams, Anbieter und auch Regierungen nicht entscheiden, welche Farben sie verwenden wollen.


Kapitel 11: E-Autos

Kapitel 11: E-Autos

Wasserstoff-PKW sind die Zukunft. Wer braucht schon E-Autos?!

Brennstoffzellenautos gehören ebenfalls zur Klasse der E-Autos, nur werden Wasserstoffverbrenner oder Brennstoffzellenfahrzeuge gerne als Alternative benannt zum klassischen akkubetriebenen E-Auto.
Da gibt es ein vernichtendes Fazit:

Hydrogen Bubble - Electric vehicles are selling more units every day than hydrogen cars have sold in any year to date

Konkret werden pro Tag täglich mehr E-Autos verkauft als Brennstoffzellen-Fahrzeuge im Jahr.
Deutlicher kann man es kaum formulieren, dass es kein Zeitalter der Wasserstofffahrzeuge geben wird im PKW-Bereich.
Selbst in den Hochburgen des Wasserstoffs Japan und Südkorea sind die Verkaufszahlen über 80% Jahr auf Jahr betrachtet eingestürzt.
Es ist vorbei.
Diese Wasserstoffblase ist geplatzt.

Verkaufszahlen Wasserstoff PKW vs. E-Autos. Unter 1% der E-Auto Sales gehen an Wasserstoff PKW.

Falls man eine Lupe braucht, um die weltweiten Verkaufszahlen von Brennstoffzellen bzw. Wasserstoffverbrennern wahrzunehmen, kann man final sagen, dass der Markt sich längst entschieden hat.
E-Autos sind günstiger, weniger komplex und auch die Infrastruktur für diese Mobilitätsform ist günstiger aufzubauen als für Brennstoffzellen.
Auch 2023 ändert sich dieser Trend nicht. Der Abstand wird nur immer größer.

Artikel von Hydrogen Insight darüber, dass die einzige Wasserstofftankstelle in Dänemark wegen fehlender Wirtschaftlichkeit eingestellt wurde.

Es gibt kaum noch Argumente für Brennstoffzellen-PKW.

Bei der Frage der Reichweite haben Brennstoffzellenfahrzeuge ihren Vorteil bereits verloren.
Mit kommenden Akkus ab 2024 verlieren Wasserstofffahrzeuge ihre letzten Vorzüge, da Ladegeschwindigkeiten von 400 KM in 10 Minuten für akkubetriebene E-Autos praktikabel werden.

The 900V ultra-fast charging and swapping platform allows fast recharging after a 3-minute battery swap or extending the range by 255km with a 5-minute charge.

Bei solchen Herstellerangaben sollte man selbstredend vorsichtig sein, dennoch ist die Ansage “255 KM in fünf Minuten aufladen” eine gewaltige Kampfansage, sofern das auch in kostengünstigere E-Autos vorhanden sein wird in kurzer Zeit.

Basierend an diesen Beispielen wird selbst der klassische Verbrenner kaum noch einen zeitlichen Vorsprung gegenüber einem E-Auto haben.

In Bezug auf den Preis haben E-Autos gegenüber der Wasserstoffvariante bereits die Nase vorn.
Der Toyota Mirai kostet in seiner Basisausstattung über 65.000 Euro, was darauf hindeutet,
dass diese Form der Mobilität einfach keine Massentauglichkeit entwickeln wird.

Wie dieses Kapitel zeigt, gibt es dennoch viel Grund für Optimismus.
Das Jahr 2024 wird ein phänomenales Jahr für E-Auto-Enthusiasten und Skeptiker.


Sollte man das Verbrenner-Aus auf EU-Ebene zurücknehmen?

Fakten sollten die Grundlage für politische Entscheidungen darstellen.

Das sogenannte Verbrenner-Aus gehört im politischen Diskurs leider nicht zu den Themen, die mit ernstzunehmenden Fakten behandelt werden.

Kurze Erinnerung, warum es bei dieser EU-Regel für PKW überhaupt geht.
März 2023 konnten viele Verbrenner-Fans eine Hiobsbotschaft lesen:

Ausnahme für E-Fuel-Fahrzeuge - EU beschließt weitgehendes Verbrenner-Aus

Grundsätzlich geht es erst einmal darum, dass ab 2035 keine Neuwagen mehr verkauft werden, die mit Benzin/Diesel fahren.

Verbrenner mit Fokus auf synthetische Kraftstoffe sind davon ausgenommen.
Zusätzlich betrifft das nur Neuzulassungen.
Keiner nimmt dir dein PKW weg. Du kannst selbstverständlich auch nach 2035 Gebrauchtwagen kaufen.

Was steht im sogenannten Verbrenner-aus bzw. der EU-Verordnung 2021/0197 drin?

VERORDNUNG DES EUROPÄISCHEN PARLAMENTS UND DES RATES zur Änderung der Verordnung (EU) 2019/631 im Hinblick auf eine Verschärfung der CO2-Emissionsnormen für neue Personenkraftwagen und für neue leichte Nutzfahrzeuge im Einklang mit den ehrgeizigeren Klimazielen der Union

Ja, das ist ernst gemeint.
Klickt gerne auf das Bild, das ist tatsächlich alles.

Über ein Jahr an Drama und auch jetzt zur Europawahl 2024 ausgegraben für diesen kurzen Text.
Verbrenner sind nicht pauschal verboten, synthetische Kraftstoffe wären möglich gewesen.
Wasserstoff-Verbrenner oder Brennstoffzellen Fahrzeuge sind selbstverständlich auch erlaubt, auch wenn Wasserstoff für PKW weltweit tot ist.

Jetzt folgt die Erklärung, wieso meiner Ansicht nach das Festhalten am Verbrenner für eine Exportnation wie Deutschland ein katastrophaler Fehler ist:

Global electric car stock trends, 2010-2023
Electric car registrations and sales share in selected countries and regions, 2015-2023

Der weltgrößte Automarkt, China, bewegt sich Richtung 40% Marktanteil von elektrischen Fahrzeugen.
Europa bewegt sich, langsam aber sicher, Richtung elektrischer Fahrzeuge mit Extrembeispielen wie Norwegen und Schweden.

Außerhalb dieser Länder findet man Beispiele wie in Äthiopien, die direkt Verbrennerautoimporte sperren.
Klar, Äthiopien ist beim besten Willen nicht grade ein großer Automarkt, hier geht es um eine Trendentwicklung.

Wohin sollen deutsche Autobauer ihre Verbrennermotoren exportieren, wenn die größten Märkte sich vom Verbrennermotor entfernen und Entwicklungsländer nach und nach den Import untersagen, da Benzin und Diesel zu teuer ist?

The Ministry of Transport and Logistics will no longer permit fossil‑fuelled vehicles to enter Ethiopia because the country cannot afford to import gasoline and diesel. Last year, Ethiopia imported fossil fuels valued at almost US$6 billion, over 50% of which went to fuel vehicles.
Ministry of Transport and Logistics

Fossile Brennstoffe zu importieren kostet selbstverständlich viel Geld.
Photovoltaik und Windkraft sind deutlich günstiger, weshalb immer mehr Länder wie Nigeria bevorzugt darauf setzen, um teure Brennstoffimporte zu vermeiden.

Some of the world’s sunniest places

Zusätzlich sieht man auf dieser Potenzialkarte, dass grade Länder wie Äthiopien und Nigeria ein immenses PV-Potenzial haben.
Durch die höhere Sonneneinstrahlung und höheren Volllaststunden kann man auf dem gesamten afrikanischen Kontinent mehr Strom auf derselben Fläche (gemeint ist pro kWp) erzeugen.

Am Ende setzt sich das durch, was günstiger ist.
Wie die Verkaufszahlen jedes Jahr zeigen, geht die Reise Richtung vollelektrische Autos, selbst wenn sich Deutschland und Italien durch Panikmache und Desinformationen sabotieren.

Zusätzlich möchte ich zeigen, wie schnell sich das Blatt wenden kann.

Willkommen Norwegen:

Norway EV sales and related data

Innerhalb von zehn Jahren bewegen sich die Neuzulassungen der vollelektrischen Fahrzeuge von 10-20% (2014) zu 84% (2024) und nach zehn Jahren sind 24% aller Bestands-PKW elektrisch.

Bis 2035 werden wir noch mehr Beispiele in anderen Ländern sehen, die dieses Bild bestätigen.

Falls euch diese ganzen Beispiele nicht überzeugen, dass die Zukunft der Mobilität vollelektrisch ist, dann helfen euch die Aussagen der Automobilindustrie direkt:

Urgent Statement from the Platform for Electromobility - Reversing the 2035 zero emission cars goal will harm EU industry

Ohne einen kohärenten, klaren Rechtsrahmen ist es nicht möglich, Investitionen anzuziehen, um das industrielle Ökosystem für eine emissionsfreie Mobilität zu schaffen. Jetzt den “Rückwärtsgang” einzulegen, würde auch alle industriellen Akteure, darunter viele unserer Mitglieder, die bereits in diesen Übergang investiert haben (Automobilindustrie, Batterien, Infrastruktur usw.), erheblich benachteiligen. Die vom Europäischen Parlament und dem Rat der Europäischen Union für das Jahr 2023 vereinbarte CO2-Gesetzgebung für Pkw und Kleintransporter liegt auch im Interesse der europäischen Verbraucher: Sie wird das Angebot an emissionsfreien Fahrzeugen vergrößern und deren Marktakzeptanz fördern. Mit einem größeren Markt werden emissionsfreie Fahrzeuge erschwinglicher, die Gesamtbetriebskosten sinken kontinuierlich und die Auswahl für die Verbraucher wird größer. Dies wird auch dazu beitragen, die Probleme der Luftqualität und der Lärmbelästigung zu lösen, was wiederum den europäischen Bürgern zugute kommt.
Platform for Electromobility

Unter den Mitgliedern der Plattform finden sich die Renault Group, Volvo, Tesla und Ford.

Natürlich haben sich viele Zulieferer und auch Automobilhersteller auf vollelektrische Plattformen fokussiert und dieser Zickzackkurs hilft niemandem außer China.
Milliarden-Investitionen werden gerne für viele Jahre in die Zukunft geplant, und alle paar Jahre den Kurs zu ändern, führt nur in die Katastrophe.

Mangelnde Nachfrage sorgt bereits für Probleme der Batterieproduktion in Europa.

Es gibt immense Herausforderungen für eine vollelektrische Zukunft.
Gibt es genug öffentliche Ladepunkte?
Gibt es ausreichend bezahlbare E-Auto-Modelle für einkommenschwache Familien wie z. B. in Frankreich?
Gibt es genug Strom für E-Autos?

Alles Fragen, über die man ernsthafte Diskussionen führen sollte und Lösungen anbieten muss.
Ein “Verbrenner-Aus” wieder zurückzunehmen zerstört europäische Automobilhersteller mittel- bis langfristig und lässt nur China lachen.
Schließlich bauen Firmen wie BYD mittlerweile ihre eigenen Transportschiffe, um möglichst günstiger als die Konkurrenz zu sein.

Daher ja, das “Verbrenner-Aus” ist die richtige Entscheidung.
Der Mensch entscheidet nach eigenen wirtschaftlichen Vorteilen und da liegt das E-Auto eindeutig vorn.

Mit jedem Jahr wird das eindeutiger, die Verkaufszahlen weltweit sprechen eine eindeutige Sprache.


Was ist denn mit der VDI-Studie?

Der Verein Deutscher Ingenieure (VDI) hatte sich bereits im Jahr 2020 mit ihrer Studie Ökobilanz von Pkws mit verschiedenen Antriebssystemen sehr polarisierend in die Diskussion über E-Autos bzw. die Zukunft der PKW-Mobilität eingemischt.

Drei Jahre später gibt es eine Nachfolgestudie mit dem Namen VDI-Analyse der CO2-Emissionen von Pkw mit verschiedenen Antriebssystemen, die aktuell gerne zitiert wird.

Natürlich durften die entsprechenden Überschriften nicht fehlen:

Sind E-Autos doch nicht besser fürs Klima?
FR Überschrift: Verbrenner oder Elektroauto? VDI-Experte: Wir müssen weg von der Verbotspolitik.

Ärgerlicherweise tendieren Überschriften dieser Art diese Studien mit spannenden Erkenntnissen irreführend darzustellen.
Insbesondere falls man sich die Verbesserungen gegenüber der 2020 Studie genau anschaut.

Konkretes Beispiel findet sich allein in der Methodik, wie viel CO2 eine Gesamtbatterie haben soll:

(...) während die Gesamtbatterie inklusive Pack- age, Kühlsystem und Batteriemanagement mit 185 kg CO2äq/kWh oder 124 kg CO2äq/kWh berechnet wird
Visualisierung der CO2-Emissionen aufgeteilt in Sub-Systeme mit einem Wert von ca. 100 bis 105 CO2äq/kWh

Allein kann man sehen, dass selbst der VDI klar durchgibt, dass die Emissionen der Batterie-Herstellung von ca. 185 KG CO2äq/kWh auf ca. 100-105 KG CO2äq/kWh gefallen sind.

Dennoch ist diese Entwicklung ein Beleg der simplen Tatsache, dass die bisherigen Annahmen von Studien zu den Entwicklungen von E-Autos und deren Emissionen deutlich pessimistischer gerechnet werden als die Realität zeigt.

Automakers are switching battery chemistry to lower costs

Zusätzlich muss man kritisieren, dass die VDI-Studie überhaupt keine Rechnung mit LFP (oder auch LiFePo4 bzw. Lithium-Eisenphosphat-Akkus) aufstellt.
Konkret wäre das sinnvoll gewesen, da die NMC-721 Lithium Lösung grade im Jahr 2022 und 2023 immer weniger Marktanteil verfügt.
Erklärt sich durch die deutlich günstigere LFP-Lösung, die weder Kobalt, noch Nickel benötigt.
Zusätzlich sind LFP-Akkus durch die erhöhte Ladezyklen-Anzahl langlebiger und lohnen sich allein daher für Kunden, sofern die Energiedichte stimmt.

Auch in der Studie von 2020 gab es diese absurde Situation, dass dort NMC-111-Zellen als Maßstab recht zentral verwendet wurde.
In der Visualisierung ist der Marktanteil von NMC-111 so gering gewesen, dass Prozentzahlen gar nicht mehr in den Marktanteil reinpassen.

Wieso der VDI das konkret so handhabt, ist mir nicht klar.
Neben einer Erwähnung, dass weitere Batterietypen wie NCA und NMCA nicht modelliert werden sollen auf Seite 26 (bei der 2023 Studie), fällt dieser Aspekt völlig unter den Tisch.

Estimating the environmental impacts of global lithium-ion battery supply chain:

In der Wissenschaft findet man konkrete Angaben, dass die Produktion von LFP-Akkus zu deutlich geringeren Emissionen in der Batterie-Herstellung führt.
Logischerweise würde das zu einem niedrigeren CO2-Rucksack führen, dadurch benötigt man deutlich weniger KM, bis das E-Auto sauberer als ein Verbrenner fährt.

Ungünstigerweise geht es mit solchen bizarren Entscheidungen weiter:

Auch der VDI zeigt den Marginalstromansatz, nutzt diesen für ihr Fazit dennoch nicht.

Kurze Erklärung:

Beim Marginalstromansatz (oder Grenzstromansatz) ist gemeint, dass jeder zusätzliche Verbraucher (sei es E-Auto oder Wärmepumpe) automatisch mit Emissionen der Stromerzeugung aus Braunkohle oder Gas, da diese Kraftwerke mehr erzeugen müssen, um diese zu versorgen.

Grundsätzlich ist dieser Ansatz nachvollziehbar, leidet allerdings unter immensen Logiklücken.

Nummer 1: Falls man behauptet, dass jeder weitere Verbraucher in Deutschland automatisch mit Gas- und Kohlestrom betrieben wird, ignoriert man Tage oder Wochen wie diese:

Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland in Woche 4 2024

Insbesondere mit den kommenden Zubau von Windkraft und PV-Anlagen wird es immer mehr Tage oder gar Wochen geben, an denen man solche Bilder sieht.
Es gibt eine übermäßige Erzeugung an Strom, welche man entweder für sehr günstige Preise ins Ausland verscherbelt oder lieber im eigenen E-Auto oder der eigenen Wärmepumpe sehr günstig verwertet, siehe bei dieser Antwort.
Selbstverständlich wäre es deutlich besser, falls der Stromausbau so schnell vorankommen könnte wie das Bau der LNG-Terminals während der Energiekrise.

2. Erwartete und erteilte Genehmigungen Leitungskilometer - kumulierte Gesamtwerte je Monat (Stand 15.03.2024)

Nur da geht es mittlerweile (Stand 15.03.2024) deutlich besser voran als die Bundesnetzagentur ursprünglich erwartet hatte.
Dynamische Stromtarife werden die kommenden Jahre in ganz Europa immer relevanter werden, daher wäre es absurd zu denken, dass jeder Verbraucher automatisch mit Kohle- oder Gasstrom angetrieben werden muss.

Nummer 2: Ignorieren wir jetzt den Zubau der eneuerbaren Energien?
2023 gab es eine Mehrerzeugung von 17,3 TWh aus Windkraft.
Wie bereits ausgerechnet wurde benötigen E-Autos z. B. in der Realität gar nicht so viel Strom, wie Leute behaupten möchten, sondern 36 TWh bis 2030 für 15 Millionen E-Autos.
Selbst mit Wärmepumpenbedarf und höheren Strombedarf für Wasserstoff ist das absolut stemmbar in Deutschland.

Nummer 3: Deutschlands öffentlicher Strombedarf ist die letzten Jahre gesunken.
Einerseits durch die teuren Strompreise der Energiekrise, andererseits durch Effizienzverbesserungen. Dazu zusätzlich noch durch solche Projekte.

Die Siegfried Jacob Metallwerke recyceln Metalle wie Kupfer, Bronze, Aluminium, Zink oder Messing. Der energieintensive Betrieb baut derzeit aber auch die größte Dachanlage für Photovoltaik in NRW mit fast 22.000 Solarmodulen

Zusätzlich bauen auch immer mehr Firmen gigantische Dachanlagen oder Freiflächenanlagen, um ihren eigenen Strombedarf teilweise oder im Falle der Siegfried Jacob Metallwerke nahezu den gesamten Strombedarf zu decken.

Daher würde ich vehement davon abraten, den Marginalstromansatz zu folgen.
Mag in einem theoretischen Luftschloss gut klingen, in der Praxis führt es Menschen eher in die Irre.

Abschließend würde ich den Punkt mit der VDI-Studie selbst untermauern:

THG-Emissionen der elektrischen Energie nach Marginalansatz und Mittelwertansatz gemäß Szenario KNDE45 und Energiebedarf nach WLTP im Vergleich zu Elektrizität aus Braunkohle, Erdgas und Solarenergie gemäß mit der Wirkungsabschätzungsmethode ReCiPe 2016 Midpoint (H) berechneten ecoinvent-Datensätzen

Solar bei 96 gCO2äq/kWh bis Braunkohle bei 1160 gCO2äq/kWh sorgt für so eine absurde Varianz, dass man deshalb häufig in Studien mit dem Strommix der entsprechenden Nation arbeitet.

2023: Record falls in EU coal and gas electricity generation push power sector emissions down 19%

Falls man mit einer nationalen Perspektive nicht zufrieden ist, eignet sich eine europäische Perspektive.
Wichtig zu beachten: Deutschland ist Teil des europäischen Verbundnetzes (ENTSO-E).
Deutschland kann durch Importe die eigene Bilanz natürlich verbessern, sofern Europas (ENTSO-E betrifft nicht nur EU-Staaten zur Erinnerung.) Strommix sauberer wird.

Mit dem European Electricity Review 2024 sieht man deutlich, dass Europa eindeutig sauberer wird.
Kohle- und Gaskraft wird an Relevanz in Europa verlieren, da Strom aus PV und Wind einfach deutlich günstiger ist.
Dies passt auch zu den weltweiten Zubauzahlen an Stromerzeugungskapazitäten, die zu über 3/4 aus regenerative Energien bestehen.

Durch das Medienfeedback hatte sich auch der Vorsitzende der VDI-Gesellschaft Fahrzeug- und Verkehrstechnik Joachim Damasky geäußert.

Damasky räumt freimütig ein, dass die Studie nur eine Momentaufnahme abbilde – gestützt auf Daten von 2021. Es könne gut sein, »dass ein heute produziertes Fahrzeug schon etwas besser dasteht«.

Selbst der Vorsitzende formuliert das recht nachvollziehbar, wieso diese Studie aus meiner Sicht eher sinnlos für die aktuelle Diskussion ist.
Mit einer Datengrundlage aus 2021, während wir bereits mehrere Studien der letzten 12 Monate haben, die eine noch bessere Bilanz haben.

Wie auch schon die JOANNEUM RESEARCH Forschungsgesellschaft festgestellt hat und auch der VDI im Vergleich zu 2020 eindeutig zeigt.
E-Autos sind von den Emissionen besser als Verbrenner und die Abstände zum Verbrenner werden jedes Jahr größer.
LFP-Akkus zeigen bereits, dass man immens viel einsparen kann und über Natrium-Ion-Akkus, die nochmal eine weit bessere Ökö-Bilanz haben werden, reden wir noch gar nicht.
Dass Natrium in der Studie keine Rolle spielt, ist aus meiner Sicht nicht verwerflich.
Auch wenn in China bereits die ersten Natrium-Ion-Akkus in E-Autos verbaut werden, sind das immer noch die ersten Fahrzeuge der Art.

Bis diese sich in Serie (mit brauchbaren Energiedichten!) zeigen brauchen wir noch einige Jahre.

Es ist eine Frage der Zeit, bis gar kein Weg mehr am E-Auto vorbeiführt.
Jedenfalls für individuelle Mobilität.


Wie viel Strom benötigt Deutschland für 100% E-Autos?

Eine oft gestellte Frage zur Zukunft der Mobilität ist der Strombedarf.
Wie viel Strom braucht Deutschland, wenn plötzlich alle Verbrenner Autos durch E-Autos ausgetauscht werden?

Um diese Frage zu beantworten brauchen wir die Anzahl der zugelassenen Autos in Deutschland, die durchschnittliche Jahresfahrleistung der Autos und selbstverständlich eine Annahme, wie viele kWh Strom pro 100 KM notwendig sind.

Fangen wir mit der durchschnittlichen Jahresfahrleistung an:

Jahresfahrleistung 2003-2022

Nach der Deutsche Automobil Treuhand GmbH (DAT) beträgt die durchschnittliche Fahrleistung im Jahr 2022 12.670 KM, deutlich niedriger als noch vor 20 Jahren.

Als zweiter Schritt die Anzahl der PKW in Deutschland:

Bestand an Kraftfahrzeugen und Kraftfahrzeuganhängern am 1. Januar 2023 nach Bundesländern und Fahrzeugklassen absolut

Bei dieser Frage eignet sich das Kraftfahrt-Bundesamt (KBA) als deutsche Bundesbehörde, da das zentrale Fahrzeugregister (ZFZR) offizielle Daten über die Menge an Fahrzeuge führt.

Daraus können wir ziehen, dass es 48.763.036 zugelassene PKW in Deutschland gibt.

Final benötigen wir einen Wert, wie viel kWh pro 100 KM verbraucht werden.

Aktuelle Elektroautos im ADAC Test bezüglich Verbrauch

Problematischerweise ist dieser Faktor sehr schwierig vernünftig zu berechnen und braucht Schätzungen.
Das Fahrverhalten, ob man auf dem Land, in der Stadt oder häufig auf der Autobahn fährt, hat massive Auswirkungen auf den Verbrauch.

Um es einfacher zu halten, nehme ich 17,5 kWh/100 KM (da neben ADAC die Schätzungen von 15-20 kWh schwanken) an.

Wenn wir diese Faktoren zusammenrechnen, ergibt sich ein Wert von 108.119.841.571 kWh oder deutlich handlicher 108,12 TWh.

Es ist wichtig zu beachten, dass dieser Wert nur dann der Strombedarf wäre, falls alle aktuellen zugelassenen PKW sofort durch E-Autos ersetzt würden und sich bezüglich Verbrauch oder ggf. Zubau durch ÖPNV nichts mehr ändern würde.
Diese Annahme wäre maximal populistisch und höchstens für eine Bundestagsrede der CDU und AfD geeignet, damit Leute wieder Angst vor fiktiven Szenarien (ggf. die Sorge vor unmöglichen Strombedarf mit regenerativen Energien) bekommen.

Bestand Batterieelektrische Pkw bis 2030

Als Ziel wurde von der Bundesregierung bis 2030 mindestens 15 Millionen vollelektrische PKW angesetzt, was ich für nicht realistisch halte.
Nur um einen zeitlichen Kontext zu erhalten, wie viel Mehrstrombedarf es wirklich wäre.
Konkret reden wir effektiv von einem Mehrbedarf von unter 36 TWh in sieben Jahren.
Deutschland hatte allein 2023 eine Mehrerzeugung aus Windkraft von 17,3 TWh. Zusätzlich erhöhen sich die Ausbaupfade jedes Jahr.
Kein unlösbares Problem, selbst falls wir zusätzlich 100% Wärme aus Wärmepumpen noch annehmen würden, was ebenfalls ein realitätsfernes Szenario ist. (Man denke an den Teil an Nah- wie Fernwärmenetzen in Deutschland.)

Außerdem muss man klarstellen, E-Autos werden effizienter.
Für Hersteller ist das selbstredend mehr als erstrebenswert, wenn sie aus einem E-Auto-Akku mehr Reichweite rausholen können. Denn das bedeutet zwangsläufig entweder, dass die Hersteller kleinere Akkus für weniger Kosten einbauen können oder mit der identischen Akkugröße mehr Reichweite anbieten können.

Beides Faktoren, die für Kunden wie Hersteller enorm wichtig sind.

Dazu passen die Ankündigungen der letzten Internationale Automobil-Ausstellung (IAA), die z. B. beim neuen Tesla Model 3 in der Basisversion nur 13,2 kWh/100 km erwarten. Oder auch Mercedes mit ihrer großspurigen Ankündigung, dass ihr neues Konzeptfahrzeug einem Stromverbrauch der 12 kWh/100 KM nahekommt.

Zur Erinnerung: Wie weiter oben beim ADAC-Ökötest schon gezeigt, gibt es immer gewisse Abweichungen von den Reichweitenwerten (WTLP) oder Verbrauchszahlen. Quellenkritik und Skepsis ist bei sowas immer wichtig, also Praxistests abwarten.
Dennoch geht es mir um das Prinzip, dass die 108,12 TWh als Schätzung für 100% elektrische PKW in der Praxis viel zu hoch sein wird.
Glücklicherweise bleibt die Entwicklung und Forschung nicht stehen und der Trend zu effizienten und endlich bezahlbaren elektrischen Fahrzeugen geht weiter.

Neben dieser Tatsache sollte man immer bedenken, dass auch nicht wenige E-Auto-Fahrer in Zukunft über die eigene PV-Anlage auf dem Dach als Beispiel imstande sein werden, einen nicht kleinen Teil dieser Fahrleistung selbst zu erzeugen.
Beispielsweise in Australien haben bereits über 3 Millionen Haushalte (von ca. 9,275 Millionen) PV auf dem Dach.
Bei den aggressiven PV-Zubauzahlen wird sich das die kommenden Jahre in Deutschland in diese Richtung begeben und am Ende bleibt von diesen über 100 TWh Mehrbedarf in der Praxis vermutlich nicht einmal die Hälfte übrig.

Eindeutig ein hoffnungsvoller und machbarer Ausblick für unsere Zukunft.


Sind die CO2-Emissionen von E-Autos besser als vom Verbrenner?

Elektroauto wird immer besser
Übersicht der Emissionen

Ja. Die Realität ist, selbst mit dem aktuellen Strommix in Deutschland ist ein E-Auto auf die eigene Lebenszeit betrachtet um Welten “sauberer” als ein Verbrennerauto.
Das beinhaltet selbstverständlich auch die gesamte Produktionskette.
Der ADAC-Artikel ist von Dezember 2022.
Hans Werner Sinn nutzt gerne die 2019er Daten der Life-Cycle-Analyse der Joanneum Research Forschunggesellschaft, um zu behaupten, man müsse 219.000 km
fahren, um mit dem Diesel mitzuhalten.
Dieselbe Quelle drei Jahre später zeigt, es sind nur noch ca. 45000 bis 60000 KM.

Treibhausgase und Batterieproduktion – der „Rucksack“

Mit kommenden Batteriefabriken von Northvolt sind noch weit niedrigere CO2-Rucksäcke zu erwarten.

Juni 24 Norwegen Zulassungszahlen

Es hat einen Grund, warum ein Land wie Norwegen im Juni 24 bei 80,3% rein elektrisch und 85,3% rein elektrisch + Plugin Hybrid und nur noch bei 2% Dieselfahrzeuge angekommen ist.

Zusammengefasst, diese Frage ist im Jahr 2024 mehr als eindeutig geklärt und mit jedem kommenden Jahr wird die Dominanz des E-Autos nur deutlicher.

Zur Erklärung, das zweite von rechts soll den aktuellen Strommix in Deutschland darstellen (eher Richtung 2019 laut der Methode und dieser Quelle) und das Konzept ganz rechts soll effektiv eine zu 100% verfügbaren regeneratives Konzept darstellen.

Dann gibt es zusätzlich 2020 noch vom Fraunhofer Institut eine Übersicht über den “Break-Even” Punkt (also ab wann ein E-Auto weniger CO2 emittiert als ein Verbrenner) von diversen Typen an E-Autos.

Break-Even

Wie man dort lesen kann, ist das extrem abhängig von der Größe des Akkus und welche Art von Auto man wählt.
Ich muss klar betonen, dieser Break-Even Punkt ist nicht eindeutig zu bestimmen. Es hängt von zuvielen Variablen ab, dass diese Frage recht sinnfrei ist.
Kein Mensch fährt 5 Jahre mit einem E-Auto identisch, lädt immer an der identischen Ladesäule auf und wird einen identischen Strommix über diese Jahre haben.
(Dazu zukünftig die Frage nach LFP und auch Natrium-Ion Akkus, die seit 2023 immer mehr Relevanz gewinnen.)

Das ist ebenfalls sehr einfach plausibel zu erklären.
Beim Benzin/Diesel sind die Emissionen kaum zu verringern. Es wird verbrannt und das hat sich dann erledigt.
Bei E-Autos gibt es deutlich mehr Möglichkeiten.
Du kannst die Emissionen deutlich senken, indem du:

  • bei öffentlichen Ladesäulen lädst, die idealerweise mit eigenen Solarparks versorgt werden.
  • eine Ladesäule bei dir zuhause oder bei der Arbeit nutzt, da das Aufladen eines Privat- wie auch Firmenwagen steuerfrei behandelt wird, sofern das zusätzlich zum Lohn ermöglicht wird.
  • neben dem Einkaufen deinen Wagen bei einer Ladesäule stehen lässt z. B. bei Rewe, Lidl, oder Globus.
    Über die nächsten Jahre, da ja u. A. bis 2030 bis zu 80% des Stromes aus regenerativen Energien kommen soll, wird sich die Visualisierung immer mehr an die Emissionen ganz rechts angleichen.
    Zusammengefasst: selbst, falls man nichts nutzen kann, was mit regenerativen Energien betrieben wird, sind die Emissionen auf die Lebenszeit gerechnet deutlich niedriger als bei jedem Verbrenner.

Zur Stützung der These findet man weitere Details:

Wie es z. B. auf EU-Ebene aussieht:

EU-Übersicht der Emissionen

Wie es im Falle der USA aussieht:

US-Emissionen Angaben

In den USA braucht man grade mal 27k KM, damit die Emissionen durch das Produzieren der/des Batterie/Akkus ausgeglichen wird.
Allerdings auch, wie schon in DE, ein Durchschnittswert, der von zuvielen Faktoren abhängig ist, um es als ernsthaften Faktor zu nutzen.


Ist der Lithium-Abbau nicht problematisch?

Im Diskurs findet sich häufig der schädliche Abbau von Lithium in Chile. Das ist auch korrekt. Die Auswirkungen auf die Umwelt durch den Lithiumabbau ist durchaus etwas, worüber man mehr sprechen sollte und auf Alternativen zurückgreifen sollte.
Glücklicherweise sieht es so auf dem Markt aus:

Visualizing the World’s Largest Lithium Producers in 2022

Wie man in dieser Visualisierung von Visual Capitalist sehen kann, ist Chile selbstverständlich kein kleiner Produzent.
Nur die Realität ist, dass Australien mit Abstand das meiste Lithium weltweit fördert und der Abbau sieht dort eher wie der klassische Tagebau aus.

Ein Lithiumtagebau in West Australien

Klar, auch dieser Tagebau sieht nicht schön aus. Ist allerdings kein Stück anders als die Abbaustellen auf der Welt, aus denen wir andere Rohstoffe für Gegenstände unseres Alltages gewinnen und trotzdem nicht so schädlich wie die in Chile. Macht es nicht schön, dennoch müssen wir in Diskussionen bei der Realität bleiben.

Dazu ist der Vorteil des Lithiums in E-Autos und allgemein in Akkus, dass dieser in eine Kreislaufwirtschaft übergehen kann und ein nicht kleiner Teil des Lithiums aus Recyclinganlagen, die bereits im gigantischen Ausmaß gebaut werden.

Schaut euch mal dieses Bild an.

Second Life und Recyclingeinrichtungen für Akkus

Im Gegensatz zum Verbrenner kann man nahezu alles von E-Autos recyclen. Das wird aktuell aufgebaut im großen Stil.
Daher würde ich argumentieren, ja, der Lithiumabbau ist problematisch, nur … sind Verbrenner weiterhin schlimmer.
Nach effektiv jedem Maßstab, da kannst du eben kaum was recyclen, wenn es bereits verbrannt wurde.


Was ist mit Kobalt?

Kobalt Abbau ist nicht gut. Daran kann und sollte man nichts schönreden.

Verwendung von Kobalt nach Anwendungen im Jahr 2014

Dennoch muss man sehr deutlich klarstellen, dass es immer faszinierend ist, wenn die Kobaltproduktion in den Fokus gerät bei E-Autos, allerdings bei den anderen Verwendungen ignoriert wird.
Ist immer wieder spannend.

Der Vorteil ist, es muss nicht durchgehend so sein:

Punkt 1

Cobalt reserves as of 2019

Wie man sieht, gibt es auch außerhalb der Demokratischen Republik des Kongos große Reserven an Kobalt.
z. B. in Australien, wie auch bei Lithium, was durchaus immense Reserven und Möglichkeiten haben soll u. A. im Outback bei Mount Isa.

Das zeigt sich allerdings nicht bei der Produktion.

Share of top three producing countries in total production for selected minerals and fossil fuels, 2019

Bisher wird die absolute Mehrheit des Kobalts in der DR Kongo gefördert. Russland, Australien und Kanada produzieren ebenfalls homöopathische Mengen, nur die Abhängigkeit ist sehr deutlich.
Das kann sich selbstverständlich ändern, da der Bedarf an Kobalt stark ansteigen wird, nur bisher ist es unklar.

Punkt 2

Alternativen zur Lithium-Ion Akku (oder meist detailliert der NMC-Akku -> Nickel-Mangan-Cobalt) kommen.
Sie sind bereits da und einsatzfähig.
Das hat viele Gründe, warum diese immer mehr Marktanteil nehmen werden.

Relative Kosten von Akkusystemen mit Referenz zu Lithium-Ion mit NMC-811

Wie man deutlich sehen kann, gibt es mit LiFePO4 oder auch umgangssprachlich LFP und Natrium-Ion Akkus massiv günstigere Alternativen auf dem Markt.

Bei beiden Alternativen ist das Brandrisiko deutlich niedriger aufgrund der Batteriechemie. Das heißt nicht, dass es unmöglich ist, nur ist es dennoch ein großes Plus.

Abspielen: Können Lithium Eisenphosphat Akkus brennen? Test: Li-Ionen Vs Li-Poly Vs LiFePO4-Batterie WANROY
Können Lithium Eisenphosphat Akkus brennen? Test: Li-Ionen Vs Li-Poly Vs LiFePO4-Batterie

Das Video greift einige Akkutypen auf und zeigt den Vergleich von Lithium Ion zu Lithium Eisenphosphat. Natrium Akkus sind noch nicht ansatzweise so stark verbreitet wie LFP, daher gibt es noch weniger Videomaterial.
Basierend an der Batteriechemie ist bei Natrium allerdings ebenfalls das Risiko absurd niedrig.

Bei der entsprechenden Frage dazu gehe ich noch genauer darauf ein, nur grade Natrium Ion Akkus, die mittlerweile bereits in Prototypen vorkommen und 2023 von einerseits CATL + BYD in Masse produziert werden soll.

Marktanteil E-Auto Akkutypen in China

Im größten E-Auto Markt China sieht man bereits den besagten Trend der Entwicklung von Kobalt weg. Die Alternativen wie LFP übernehmen immer mehr Marktanteil und sind bereits bei fast 50%, wie BloombergNEF berichtet.

Die Zukunft sieht brillant aus und zwar ohne Kobalt.


Es können gar nicht genug E-Autos produziert werden!

Batterieproduktion in Europa bis 2025

Fangen wir erstmal mit den grundsätzlichen Kapazitäten an.
Auf der Karte sehen wir erstmal die Menge an Akkus, die in den kommenden Jahren produziert werden sollen, in den kommenden Jahren.
Da ist immens viel in der Pipeline.
Die 460 GWh ab 2025 kann man sich ausrechnen, dass damit ca. 8 Millionen E-Autos möglich sind. Nur in Europa Ab 2030 rechnet man mit 730 GWh Möglichkeiten.

Bestand E-Autos in Deutschland

Das Ziel bis 2030 in Deutschland beträgt 15 Mio E-Autos im Bestand.
Mit Hinweis auf die Kapazitäten in Europa sieht man, dass es absolut machbar ist, selbst mit exklusiv europäische Produktion. (auch wenn das selbstverständlich nicht nur durch die eigene Produktion ablaufen wird, Chinesische und US-Firmen bleiben ja auch nicht still stehen und exportieren immer mehr Fahrzeuge)


Was passiert mit den alten Batterien?

Sobald ein E-Auto Akku seine angegebenen Ladezyklen abgegeben hat, verfügt besagter Akku gerne noch über ca. 80% der Kapazität.
Das bedeutet natürlich, dass für die weitere Verwendung der Akkus verschiedene Möglichkeiten bestehen.
Eine dieser Optionen nennt sich Second Life, also ein zweites Leben und genau das passiert auch in der Realität wie z. B.

Zweites Leben für E-Auto-Batterien 1
Zweites Leben für E-Auto-Batterien 2
Zweites Leben für E-Auto-Batterien 3

Man sieht bei den Beispielen sehr deutlich, dass man mit E-Auto Akkus durchaus einiges anstellen kann.
Selbstverständlich ist es weit wirtschaftlicher, ohnehin gebrauchte Akkus für Energiespeicher zu verwerten bei dem aktuellen Bedarf.
Das wird sich beim kommenden Speicherbedarf neben Power to Gas (Überschüssige Energie in Wasserstoff z. B. umwandeln) positiv darstellen.
Auch das ist ein Vorteil eines E-Autos. Die Sektorkopplung und die Verwendung in der Kreiswirtschaft. Das können Verbrenner nicht, auch nicht mit eFuels.

Die andere Option ist das sehr bekannte Recycling.
Bizarrerweise findet sich im allgemeinen Diskurs immer noch der Eindruck, man könne E-Auto Akkus kaum bis gar nicht recyclen.
Das könnte kaum weiter von der Wahrheit entfernt sein.

Mercedes-Benz etabliert nachhaltiges Batterierecycling
Grundstein für nachhaltige Batterie-Recyclingfabrik gelegt

Wir reden also nicht von Startups, die möglicherweise mit magischen Versprechen Investorgelder ziehen wollen.
Sondern von großen Automobilunternehmen, die bereits selbst konkrete Bauprojekte laufen haben für genau diesen Zweck.

Natürlich ist Mercedes nur ein Beispiel, deshalb eine kleine Übersicht über die Projekte für Second Life + Recycling in Europa

Recycling von Batterien

Wir reden, wie im Bild gezeigt, von dutzenden Firmen, die entweder massive Recyclingprojekte oder Second-Life Projekte anstreben in den nächsten Jahren.

Die Sorge, was mit den alten Batterien passiert, ist in meinen Augen unbegründet. Gehört zu den durchdachtesten Themenkomplexen der Energiewende.


Kapitel 12: Die E-Fuel Debatte

Kapitel 12: Die E-Fuel Debatte

Was zum Geier sind E-Fuels überhaupt?

E-Fuels-Pilotanlage in Chile

eFuels sind grundsätzlich synthetische Kraftstoffe.
Es gibt verschiedene Verfahren und verschiedene Arten von eFuels, nur grundlegend bestehen eFuels/synthetische Kraftstoffe in diesem Kontext aus grünem Wasserstoff, welcher aus regenerativen Energien hergestellt wurde und CO2, welches vorher durch Carbon Capture Utilization gesammelt wurde.
Damit werden die chemischen Moleküle, die man im Benzin/Diesel findet, simpel gesagt, nachgebaut.
Das kann z. B. über die Fischer-Tropsch-Synthese oder das Methanol-to-Gasoline (MTG) Verfahren geregelt werden.

Diese Verfahren sind allesamt sehr energieintensiv und noch selten, da es bisher überwiegend nur kleinere Anlagen oder Pilotprojekte gibt, wie die Anlage in Chile vom Bild am Anfang dieser Frage.

Anbieter wie Sunfire bewerben eFuels eher als Lösung für den globalen Schiff- und Luftverkehr, weniger für das PKW oder LKW.

Wissings Käse zu eFuels

eFuels kamen ins Gespräch, da sich Bundesverkehrsminister Wissing in der EU einsetzen wollte, dass man nach 2035 noch mit eFuel betreibbare Autos kaufen kann, während die EU nur Zero-Emission-Vehicles im Verkauf sehen wollte.
Das beinhaltet Brennstoffzellen-Autos oder eAutos.

Die EU ist mit diesem Schritt auch nicht allein, viele Regionen und Länder haben Pläne dieser Richtung für den Leicht- und Schwerverkehr.

Global zero-emission vehicle mandates

Die Übersicht zeigt, dass weder Deutschland noch die EU allein mit dem Schritt ist.

Wissings Plan wirkt auch sinnfrei, wenn man bedenkt, dass bis 2035 ohnehin nahezu alle Automobilhersteller gar keine Verbrenner mehr verkaufen wollen und daher überhaupt kein Bedarf für eFuel vorhanden wäre im Neuwagensektor.

Geschweige denn, dass es auch nur ansatzweise genug Angebot geben würde, da alle weltweit GEPLANTEN E-Fuel-Projekte nur 10% des DEUTSCHEN Bedarfs decken könnten.
Da geht es nicht einmal um den Bereich der PKW, sondern um Flug- und Schiffverkehr mit zusätzlich Nutzung der Chemie.


Warum sind E-Fuels überhaupt wichtig für den Verkehr?

Verkehrsbedingte Emissionen in der EU 2019 - bewusst vor Corona
Anteil des Verkehrs an den Treibhausgasemissionen in Deutschland

Wie man sehen kann, sind die Emissionen im Verkehr absolut gesehen konstant, während die Gesamtemissionen sinken (u. A. durch den Energiesektor).
eFuels ist ein Thema im Diskurs einiger Menschen, da man diese einfach in bestehender Infrastruktur verwenden könnte und auch bereits vorhandene Fahrzeuge (rechnerisch) weniger CO2-Emissionen ausstoßen würden.
Dazu gab es vom ADAC eine Untersuchung.
Ironischerweise gab es beim Test bei einigen der Fahrzeuge erhöhte Stickoxidwerte, dafür allerdings niedrigere CO2-Emissionen. Also haben eFuels selbst von der Bilanz her einige Schwierigkeiten, die man kaum ignorieren sollte.

Treibhausgasemissionen entlang der gesamten Kette

Auch bei einer Analyse der Emissionen der gesamten Kette nach Antriebsart vom T+E Deutschland gibt es ein recht erschlagendes Ergebnis ab 2030.
Mir ist unklar, wie man bei der erschlagenden Menge an Tatsachen sich noch für eFuels einsetzen kann.

Auch beim Suchen nach Studien für die Perspektive für eFuels findet man wenig.
Es gab eine Metastudie zum Thema Wasserstoff als Alternative zum Heizen oder auch für Mobilität.
Da liest man recht deutlich in den Details, dass eFuels sinnvoller seien als Brennstoffzellen-Fahrzeuge, nur eben E-Autos (in der Studie BEV) durch den einfacheren Aufbau und geringere Kosten die bessere Wahl sein dürfte.

Daher sind eFuels aus wirtschaftlicher, wie auch umwelttechnischer Sicht eher wenig ansprechend.


Wie viel Energie benötigt man für E-Fuels?

Wie weit kommen Autos mit verschiedenen Antriebsformen?

Auch wenn das Referenzwindrad mit 3 Megawatt Leistung gering angesetzt ist, man rechnet heute eher mit 6-7,2 MWp, gibt es die Verhältnisse akkurat wieder.
Zusammengefasst, man braucht mehr als fünf Mal die Menge an Strom, um die gleiche Menge an Autos mit eFuels anzutreiben im direkten Vergleich zu eAutos.
Da ergibt es herzlich wenig Sinn, bei diesen Verhältnissen auf eFuels zu setzen.

Es ist richtig, davon auszugehen, dass durch mehr Forschung weniger Strom benötigt wird und sogar noch höhere Energiedichten erzielt werden, allerdings bleibt die Forschung bei eAutos auch nicht stehen.

German Efficiency

Man sieht in einem Artikel von 2022, dass neue E-Autos bzw. Prototypen immer weniger Strom pro 100 KM brauchen.
Wie man sich vorstellen kann, kann das zeitgleich bei gleicher Akkugröße die Reichweite erhöhen und sogar die Ladegeschwindigkeit verbessern.

Abseits davon kann man noch ein weiteres einfaches Argument anbringen, weshalb eFuels bei PKW ein Irrweg ist.
Die Motorentechnik an sich.

Verbrenner Motor vs. E-Auto Motor

Es wird häufig davon gesprochen, dass ein E-Auto deutlich weniger Bauteile benötigt als ein Verbrennerfahrzeug, wenn man sich auf die Motoren der beiden Fahrzeugklassen konzentriert.
Das ist korrekt, wie beim Anklicken des Bildes klar gemacht wird. 100 Verbrenner Bauteile fallen weg und nur 41 neue Bauteile findet man für das E-Auto.
Beim Verbrennerfahrzeug ist man seit Jahrzehnten am Forschen und kann keinerlei nennenswerte große Sprünge mehr erzielen, während das E-Auto jetzt schon einen weit besseren Wirkungsgrad hat, obgleich man noch weit am Anfang der Entwicklung steht.
Sei es Entwicklungen wie die 800 Volt Ladetechnik, die auch Einfluss auf Gewicht der Komponenten und offensichtlich Bordspannung haben oder auch einfach neue Motorendesigns wie zum Beispiel ein potenziell neuer E-Motor von ZF oder Mahle.
Es gibt noch viel zu tüfteln in der Welt der E-Autos. eFuels werden durchaus Fortschritte bei Energiedichte und Wirkungsgraden erzielen. Für den Flug- und Schiffverkehr.
Bei PKW und LKW haben sie keinen Platz.


Können wir nicht einfach das ganze E-Fuel in anderen Ländern mit viel Sonne und Wind produzieren?

Solar
Wind

Hier seht ihr die Potentialkarte für Wind- und Solarenergie.
Man erkennt deutlich, dass es einige Gebiete auf der Erde gibt, in denen man mit der gleichen Fläche weit mehr Strom erzeugen kann.

Dennoch muss man mehrere Punkte benennen.
Man sieht bereits in der ersten Frage, dass die weltweiten geplanten Projekte nicht mal ansatzweise den Bedarf Deutschlands in wenigen Sektoren decken können.

Die Industrie scheint daran wenig interessiert zu sein.
Denn die wenigen Projekte, die bereits existieren, sind eher überschaubar.
Automobilhersteller setzen großteils eher auf E-Autos, nicht auf Brennstoffzellen-Fahrzeuge oder eFuels.
Anbieter, welche eFuels produzieren, wie Sunfire, setzen ebenfalls auf den 100% validen Bedarf im Flugverkehr oder in der Schifffahrt.

Das sind die Sektoren, in denen eFuels absolut eine Daseinsberechtigung haben.
Nicht im PKW/LKW-Sektor.

Das Haru Oni Projekt zeigt auch die Limitationen und deutlichen Probleme von E-Fuels.

Kosten von 50 Euro pro Liter sind nicht sonderlich ansprechend.
Wie im Artikel gelistet wurde, sollen die Preise in der Zukunft auf 1 Euro pro Liter fallen, was immer noch doppelt so teuer wie üblicher Benzin und Diesel ohne Abgaben/Steuern/Gewinnmargen ist.

Am Ende bleibt diese eine Sache das K.O. Kriterium.
Die Physik.

Selbst falls es günstiger werden sollte durch massive Forschung.

Wirkungsgrad verschiedener Fahrzeuge. Alle Prozentzahlen hier einzuführen wäre ... absurd. Bitte beim Quelllink TTS anschalten geht schneller

Der Wirkungsgrad Vorteil von E-Autos (77%) gegenüber eFuels (20% oder 16%) ist physikalisch nicht einholbar.
Wir reden nicht über fehlende Forschungsbereitschaft. Der Diesel-Kreisprozess oder Otto-Kreisprozess (für Benzin) hat ein theoretisches Maximum von ca. 50-60%.
Über Jahrzehnte wurde der reale Wirkungsgrad vom Tank auf die Straße nicht nennenswert gesteigert und selbst in der Theorie kann er die Wirkungsgrade beim E-Auto einfach nicht einholen.
Wir Menschen müssen uns an Naturgesetze halten, so unschön das auch sein mag.
Direkte Verwertung des Stroms im Vergleich zu vielen Zwischenschritten und den grundsätzlich recht ineffizienten Verbrennermotoren, bei denen mehr Energie durch Abwärme verloren geht als am Ende für den Transport verwendet wird.

Selbstverständlich spreche ich mich nicht gegen Forschung an eFuels und auch nicht gegen den Verkauf aus, das wäre absurd.
Denn wie in diesem Kapitel mehrmals erwähnt, eFuels haben ihren Platz im Schiff- oder Flugverkehr.
Nur sollte man realistisch an die Sachen rangehen und bei diesen Tatsachen einsehen, dass das Hirngespinste einzelner Politiker sind.
Nicht der Industrie.


Kapitel 13: Wärmepumpen und das Drama um das Heizungsgesetz (GEG)

Das Drama um die Heizung

Was ist überhaupt das GEG/Heizungsgesetz?

Aktuell ist die Heizungsreform im Gespräch. Darüber gibt es eine immense Menge an Märchen und Mythen, die mit Gesetzesentwurf nichts zu tun haben.
Das Gesetz sei nicht technologieoffen, was sinngemäß bedeutet, dass nicht genug Optionen verfügbar wären.

Gleichberechtigte Erfüllungsmöglichkeiten der 65-Prozent-EE-Vorgab

Wie man im Gesetzesentwurf sehen kann (das ist der von April 2023), waren mehr als genug Optionen verfügbar.

  • Wir reden von Wärmenetzen, was Nah- wie Fernwärmenetze beinhalten.
  • Wir reden von Wärmepumpen, das beinhaltet selbstredend auch Geothermie in Form von Sole-Wärmepumpen oder Erdwärmekollektoren.
    Außerdem die sehr bekannten Luft-Wasser-Wärmepumpen, welche in Deutschland ohnehin am häufigsten verbaut werden neben Luft-Luft-Wärmepumpen, welche man als (Split-)Klimaanlagen auch kennt.
  • Wir reden von Stromdirektheizungen, die recht selten (aufgrund absurder Betriebskosten) in Deutschland sind, allerdings in Form von Infrarotheizungen, Heizstrahlern oder auch einem Heizlüfter vorkommen.
  • Wir reden von Solarthermie, welche weiterhin eine potenziell spannende Option sein kann.
  • Wir reden von Hybridheizungen, mit denen man simpel selbst bestehende Heizungssysteme per Kaskade unterstützen kann.
  • Wir reden von Anlagen, die mit grünen/blauen Wasserstoff oder Derivaten davon (… die Mär des eHeizöls) betrieben werden können.
  • Wir reden weiterhin auch von Biomasseheizungen, also Biogas oder auch, so sehr dieser Mythos aufrechterhalten wird, Holzheizungen. Ob Pellets, wie Scheitelholz. Die waren nie verboten.

Also sofern man nicht mit warmen Atommüll oder der heißen Luft einiger Populisten heizen wollte, sind nahezu alle technologischen Möglichkeiten, die überhaupt auf der Welt existieren, Teil des Entwurfes.
Das ist auch nicht erst im Aprilentwurf oder im geleakten Entwurf vom März der Fall, nein.

Konzeption zur Umsetzung 2022

Wie man sehen kann, war das sogar im Juli 2022 schon längst bekannt.
Die Märchen, dass Holzheizungen verboten werden, die Politiker wie Aiwanger oder auch die CDU liebend gerne wiederholt haben, war immer absurder Schwachsinn.
Es ist immer ratsam, die genauen Vorgaben zu überprüfen und diese sprechen eine sehr deutliche Sprache.


Muss meine Heizung ausgebaut werden und was gibt es für Fristen?

Nein zum Ausbau
Es gibt selbstredend keine Pflicht zum Ausbau. Das war ebenfalls bei dieser Reform auch nie der Fall.
Auch ab dem 1.1.2024 kann mit dem neuen Entwurf von Ende Juni (der aktuellste Entwurf) für fünf Jahre eine andere Heizungsanlage die alte ersetzen.

Fünf Jahre Übergangsfrist ab 2024

Im Aprilentwurf nannte man das noch den Fall der Heizungshavarie (-> Havarie = Heizung kann nicht mehr repariert werden und ist vollständig kaputt), im Junientwurf wurde das weiter entschärft.
Also selbst falls deine Heizung kaputt geht, ist das für fünf Jahre komplett irrelevant. Das waren vorher drei Jahre und wäre ebenfalls mehr als entspannt für die absolute Mehrzahl der Hausbesitzer gewesen.
Die Panikmache im allgemeinen Diskurs war völlig überzogen und sollte mit diesem Entwurf vorbei sein.

Es gab vorher im 2020 Gesetz des GEG eine Regel, dass Anlagen mit einem Alter über 30 Jahren nicht mehr betrieben werden sollen.
Das hat mit dieser Reform allerdings nichts zu tun.

Jetzt beginnt allerdings der wirkliche Spaß mit den Fristen

Mit der neusten Änderung vom 30.06.2023 gibt es mehr Ausnahmen.
Grundsätzlich können Besitzer von Gebäuden, die in einem Gemeindegebiet mit mehr als 100.000 Einwohner gemeldet sind bis zum 30.06.2026 Heizungsanlagen bauen, wie man lustig ist.
Bei Gebäuden im Einzugsgebiet von Gemeindegebieten mit weniger als 100.000 Einwohner gilt die Frist bis zum 30.06.2028.

Seite 32 - Die Regeln mit Einwohnerzahlen

Falls man in diesen Gebieten eine Öl- bzw. Gasheizung einbaut ab dem 01.01.2024 bzw. vor Ende Juni 2026 für mehr als 100.000 oder Ende Juni 2028, dann muss ab dem 01.01.2029 mindestens 15%, 2035 30% und 2040 mindestens 60% der Wärme aus Biomasse oder grünen/blauen Wasserstoff besorgen.
Das ist in jedem Fall eine sehr dämliche Entscheidung und ich bitte dringend darum, unter keinen Umständen im Bestand darauf zurückzugreifen.
Biogas, wie Wasserstoff, sind grundsätzlich nicht sonderlich günstig. Wasserstoff insbesondere ist ein Märchen der FDP fürs private Heizen.
Heizungen sind nicht für diese Mengen an Wasserstoff ausgelegt, noch ergibt das wirtschaftlich Sinn für überhaupt irgendjemanden.
Es gibt Brennstoffzellenheizungen, nur diese bewegen sich in der Preisklasse eine Wärmepumpe mit Bohrung für Erdwärme. Da lohnt sich die Wärmepumpe in jedem Szenario mehr.

Seite 33 - Biomethan bzw. Wasserstoffanforderungen für Leute, die unbezahlbare Heizungen einbauen wollen

Dazu gibt es die Option bis zum Anschluss an ein Wasserstoffnetz, welches bestimmt gebaut wird bei einem so unwirtschaftlichen Sektor, die Gelegenheit, eine Erdgas Heizung einzubauen, welche umrüstbar für 100% Wasserstoff sei.
Es gibt bisher nur Pilotprojekte Es ist mir ein absolutes Rätsel, wie man auf die absurde Idee kommen kann, dass Wasserstoff für das private Heizen eine gute Idee sei.
Grundsätzlich muss man zwischen H2-Ready und 100% Wasserstoff unterscheiden.
H2-Ready bedeutet nur, dass bis zu 30% Beimischung zum normalen Gas stattfindet und kann man daher durchaus als Etikettenschwindel bezeichnen. Tatsächlich warnen Verbraucherschützer vor diesen Heizungen
Es ist sogar extremer als bei der eFuel vs. E-Auto vs. Brennstoffzellenauto Situation, wo ich bereits durch eine Studie gezeigt habe, dass es einen recht eindeutigen Sieger gibt.

Festlegungskompetenz mit Wasserstoff

Bei Wasserstoff vs. Wärmepumpe gab es eine Studienreihe des Norddeutschen Reallabors “Potentiale, Grenzen und Prioritäten. Grüner Wasserstoff für die Energiewende. Teil 2: Der Gebäudesektor (2023)”
Hier wurde festgestellt, ”(…) dass der direkte Einsatz von erneuerbaren Strom in einer Wärmepumpe einen 5- bis 6-mal höheren Wirkungsgrad aufweist.”
Das ergibt auch Sinn, wenn eine Wärmepumpe aus 1 kWh Strom ca. 3-5 kWh Wärme (aus der Umgebung) erhalten/umwandeln kann. Für Wasserstoff wird immens viel Energie benötigt, welche dann natürlich deutlich größere Verluste hat im direkten Vergleich.
Bei den geplanten Ausbauzielen der Energiewende der nächsten Jahre halte ich es für realistisch, auf einen fallenden Strompreis zu setzen als auf den Wunschtraum von Wasserstoff in Sektoren, in denen er einfach nichts zu suchen hat.
Eure Brieftasche wird es euch danken.


Ist eine Wärmepumpe im Altbau nicht unbezahlbar?

Energiekosten für Raumwärme und Warmwasser nach Effizienzklasse

Wie man in dieser Visualisierung nehmen kann aus einer Studie des Jahres 2023, die auch in Medienberichten ironischerweise benutzt wurde, um zu sagen, dass die Hälfte aller Gebäude nicht für Wärmepumpen geeignet seien, sind die Kosten von Gas und Wärmepumpen gar nicht so weit voneinander entfernt, selbst bei fast gar nicht modernisierten Gebäuden.
Bei Einfamilienhäuser wäre eine Wärmepumpe bis Energieeffienzklasse von F von den Betriebskosten ebenbürtig, bei Mehrfamilienhäuser bis G.
Der Durchschnitt des Wohngebäudebestandes wird laut der Energieausweise bei E gesehen, daher ist das immer spannend, dass mutmaßlich kaum einer von einer Wärmepumpe im Altbau profiteren würde. Das kann mit den verfügbaren Daten nicht richtig sein.
Zeigt sogar die Studie, die verlinkt ist und ironischerweise eher Lobbyarbeit fürs Dämmen (siehe den Verband, der diese in Auftrag gegeben hat) betreiben sollte.

Damit ein Vergleich vorhanden ist, was diese ganzen Energieeffizenzklassen überhaupt bedeuten, ein Vergleich der Verbraucherzentrale.

Vergleichswerte Endenergie

Also man sieht, wenn das Einfamilienhaus kaum bis gar nicht modernisiert wurde, selbst dann ist eine Wärmepumpe noch durchaus eine Option.

Entwicklung der energetischen Struktur in Deutschland

Hier seht ihr den aktuellen Gebäudebestand in Deutschland aus dem Bauforschungsbericht Nr. 82.
Das informiert euch auch insofern, dass ihr dann einordnen könnt, wo eure Mietwohnung oder euer Eigentum sich im Schnitt befindet.
Mit der oben verlinkten Studie der FIW-München kann man recht eindeutig klarstellen, dass Wärmepumpen sich für die absolute Mehrheit aller Immobilien in Deutschland eignen, auch im Bestand.
Selbstverständlich ist (Teil-)Sanierung wichtig und sollte auch nicht unterschätzt/ignoriert werden, nur ist die Situation nicht so hoffnungslos.

Noch eine Übersicht zum Thema Wärmepumpen im Bestand findet man hier.
Deutschland hat einen recht hohen Standard im europäischen Vergleich und auch der Bestand eignet sich in vielen Fällen gut für Wärmepumpen.

Es spricht rein gar nichts dagegen, zuerst einen Teil eurer Sanierung durchzuführen. Oder z. B. erst eine Photovoltaikanlage (mit Speicher) zu besorgen.
Eigentum verpflichtet. Das sagt sogar unser Grundgesetz.
Diese Dinge Schritt für Schritt zu planen, ist so oder so eine gute Idee.
Falls der Eigentümer schon im Rentenalter ist und zusätzlich einfach keinerlei Rücklagen haben sollte, sind diese ohnehin von den Auflagen der GEG-Reform ausgenommen, falls eine unbillige Härte bezüglich der Investitionen zu den Möglichkeiten (Seite 81 der Änderungsanträge) vorliegt.

Nachfolgend einige willkürliche Beispiele für Sanierungsschritte über viele Jahre, die man vornehmen könnte als Eigentümer. Bitte erstellt einen Sanierungsplan und nehmt euch die Zeit, falls das Gebäude älter ist.
Überprüfung der Dachdämmung. Da kann durch fehlende Dämmung einiges an Heizwärme verloren gehen. Davon profitiert man mit jeder Heizung, wenn weniger Energie verloren geht. Damit kann man, je nach Zustand, bis zu 25% Endenergie sparen.

Oberste Geschossdecke isolieren. Hier gibt es ohnehin seit dem GEG 2021 Pflichten zur Dämmung (U-Wert von 0,24 W je m²k). Warme Luft steigt gerne nach oben. Durch Maßnahmen beim Dach und eben bei der obersten Geschossdecke kann man immense Ersparnisse hinlegen. Auch sind potenziell erneut 20-25% möglich.

Kellerdecke dämmen. Auch sollte der U-Wert bei maximal 0,30 W je m²K liegen seit GEG 2021. Falls nicht bereits geschehen und möglich, sinnvoller Schritt. Hier reden wir gerne von 10-15% Ersparnis.
Es gibt selbstverständlich noch Schritte wie die Außenwände besser zu isolieren, Fenster zu sanieren, nur grundsätzlich besprecht das am besten mit einem Energieberater, ich kann unmöglich dein Haus kennen.

(Bitte) achtet darauf, auch bei Energieberatern Zweitmeinungen einzuholen wie beim Arzt.
Auch bei Energieberatern gibt es schwarze Schafe, u. A. mit Interessenskonflikt (ein Schornsteinfeger, der dann eher zu Pellet- oder Gasheizung rät statt zur Wärmepumpe), weshalb es sich bei solchen Investitionen für eure Zukunft sich besonders lohnt, auf Nummer sicher zu gehen.


War da nicht was mit hohen CO2-Kosten?

Korrekt.
In der Zukunft kommt eine Verschärfung des CO2-Preises, da mit ETS II der europäische Zertifikate-Handel auch für Mobilität und Wärme gilt. Das kommt 2027 auf uns alle zu.
Darauffolgend sind klassische Gas- und Ölheizungen strikt zu vermeiden, falls es möglich ist.
Aus Habecks Haus gab es unter anderem diese Tabelle bzw. Visualisierung für Erdgasheizungen.

Wirtschaftlichkeitsberechnungen zugrunde liegen nach Prognos, bzw. CO2 Preisen im ETS II aus den Langfristszenarien

Wenn man sich anschaut, dass ein Neuvertrag für Gas im Januar 2021 4,5 ct/kWh betrug laut Verivox und 2032 der CO2-Preis allein schon 3,6 ct/kWh beträgt, wird es kaum wirtschaftlich sein, lange auf Gas- und Ölheizungen (welche ja noch schlimmere CO2-Werte haben) zu setzen.
Grade, weil ein Preisfall des Stroms zu erwarten ist, da seit letztem Jahr die EEG-Umlage nicht mehr direkt vom Stromkunden bezahlt wird und allein dadurch 6 Cent an Abgaben aus der Preisberechnung wegfallen.
Dieser Preisfall ist bereits spürbar, in einzelnen Orten wie Kiel oder Saarbrücken finden sich sogar Stromtarife mit einem Arbeitspreis von 23-26 Cent/kWh. Meine Empfehlung im Oktober 2023.
Verträge sollten unter 30 Cent/KWh Arbeitspreis sein und idealerweise vom Grundpreis nicht 10 Euro pro Monat überschreiten. (Außer ihr habt eine Situation wie in Kiel, wo man für 2-3 Euro mehr Grundpreis einen absurd günstigen Arbeitspreis von 22,23 Cent /kWh erhalten kann.)

Ich kann es nur deutlich betonen, erneut eine Gasheizung einzubauen, wenn man es nicht zwangsläufig muss, ist eine sehr ungewöhnliche Entscheidung und wird mit den Vorgaben bezüglich Biogas und Wasserstoff (siehe Frage 2 dieses Extrablattes) Haushalte nahezu ruinieren.
Bitte macht diesen Fehler nicht.


Sollte nicht ein Kältemittel bei den Wärmepumpen verboten werden? Muss ich da was austauschen?

Das scheint seit kurzer Zeit der neue Unfug zu sein, der die Runde macht.
Dieser wird von nicht wenigen Leuten verbreitet, wie z. B. Jörg Dittrich, Chef des Zentralverbands des deutschen Handwerks.

Das Weltquarkzitat

Sorgen sollten ernst genommen werden.
Daher sollten wir in den EU-Unterlagen nach der Forderung suchen, alte Wärmepumpen austauschen zu müssen.
Bei der EU ist alles öffentlich einsehbar, also auch sämtliche Dokumente zu dieser F-Gas-Reform.
Also kann jeder solche Aussagen überprüfen.
Nur lernt man in der politischen Realität sehr schnell, wenn jeder Informationen überprüfen kann mit umfassenden Dokumenten, Statements aller Interessensgruppen und Änderungsprotokollen …
dann liest das anscheinend kaum jemand

Verbote für das Inverkehrbringen gemäß Artikel 11 Absatz 1
Split-Wärmepumpen

Also in Anhang IV findet man ein Verbot von diversen Geräten wie Klimaanlagen, anderen Wärmepumpen, Körperpflegeprodukte, wenn es um das Inverkehrbringen geht.

In solchen Gesetzestexten, egal ob EU oder Deutschland, gibt es meist einen Artikel für Begriffsbestimmungen, damit es häufig wenig Unklarheiten gibt, worum es geht im Gesetz und was bestimmte Worte bedeuten.
Inverkehrbringen ist in Artikel 3 so definiert “„Inverkehrbringen“ bezeichnet die entgeltliche oder unentgeltliche erstmalige Lieferung oder Bereitstellung für Dritte in der Union, die zollrechtliche Überlassung zum freien Verkehr in der Union und die Eigenverwendung von erzeugten Stoffen oder hergestellten Erzeugnissen oder Einrichtungen”.
Also es geht um das erste Aufbauen bzw. erste Liefern.

Ihr müsst NICHT Wärmepumpen ersetzen, die ältere Kältemittel verwenden.
Die könnt ihr weiterhin reparieren, weiterhin verwenden, wie schon damals beim FCKW-Verbot für Kühlschränke oder SF6-Verbot für Schallschutzfenster, welche bereits vor langer Zeit durchgesetzt wurden.
Denkt zum Beispiel an das Glühbirnenverbot in der EU.
Politiker sind nicht durch die Häuser gelaufen und haben mit Armbrüsten eure alten Glühbirnen zerstört.
Wie so oft handelt es sich um Panikmache.
Personen, die euch solche Geschichten erzählen, sind bestenfalls uninformiert oder betreiben bewusste Stimmungsmache.

Es gibt genug Kritikpunkte an der EU, daher muss man sich solche Horrorstorys nicht ausdenken.

Außerdem gibt es bereits Wärmepumpen mit R290, Propan. Das verfügt über einen GWP-Wert von 3. Das Bild oben zeigt euch, mit einem GWP-Wert von 3 seid ihr weit unter den Grenzwerten, welche die EU setzt.
Also müsst ihr nichts austauschen und Alternativen sind bereits verfügbar, z. B. von Bosch , NIBE, Vaillant
und weiteren Anbietern. Das sollen auch keine Empfehlungen sein, dazu sehe ich aktuell nicht informiert genug an, was die “beste” Wärmepumpe ist.


Wie siehts mit Förderungen aus?

Für den Austausch der Gas- oder Ölheizung wird es eine Sockelförderung von 30% geben.
Dazu 30% für Menschen, die weniger als 40k zu versteuernden Einkommen haben im Jahr.
Zusätzlich bis 2028 nochmal 20% als Klima-Geschwindigkeitsbonus. Nach 2028 fällt diese Förderung um 3% pro 2 Jahre.
Bedenkt, dass das für Selbstnutzung gilt.
Vermieter von Mehrfamilienhäusern können von dem Geschwindigkeitsbonus leider nicht profitieren, außer sie wohnen selbst in einer der Einheiten.

Ja, für Erdwärme (also Sole oder Erdwärmekollektorlösungen) gibt es nochmal 5%.

Die Maximalförderung ist 70% (also bis 2034 sollte das erreichbar sein, wenn man die Prozentabfälle ab 2028 betrachtet.)

Wenn man sich noch an die Frage weiter oben mit den CO2-Kosten erinnert, bis dahin ist in jedem Szenario eine Wärmepumpe lukrativer gegenüber Gasheizungen.


Hat man als Mieter einen Schutz?

Seite 89 der Änderungsanträge

Auf Seite 89 der Änderungsanträge wird durchgegeben, dass der Vermieter die monatliche Miete um maximal 0,50 Euro pro Quadratmeter erhöhen darf innerhalb von sechs Jahren.
Problem: Falls weitere Sanierungsschritte vorgenommen werden, gilt diese Kappungsgrenze nicht und die üblichen 2-3 Euro pro Quadratmeter sind drin.
Also ist der Schutz nur ggf. vorhanden. Leider.


Was würdest du daran kritisieren und was ist dein Fazit?

Die schrägste Änderung bleibt meiner Auffassung nach Seite 32. Wieso genau fallen u. A. Ölheizungen unter die Ausnahmeregel, wenn es um Entscheidungen über ein Wasserstoffnetz geht?
Ich gehe persönlich nicht davon aus, dass viele Leute Wasserstoffnetze nutzen werden mit einer Ölheizung.
Selbst falls es jemals eHeizöl in mehr als homöopathischer Dosis geben sollte, was sehr anzuzweifeln ist, hat das keinen Zusammenhang oder wirtschaftlichen Sinn.

Auch der Wegfall des Schutz von Mietern, welchen man hier findet, stört mich sehr.
Das Risiko ist leider vorhanden, dass manche Vermieter aus Sturheit an Gas- und Ölheizungen beihalten und dann die Mieter darunterleiden müssen und nicht einmal irgendwelchen Schutz genießen vor absurden Kosten durch Nischen Biomethan/Biogas oder gar unbezahlbaren Kosten durch Wasserstoff jeglicher Farbe.
Alles für den Preis der Technologieoffenheit, vermute ich mal. Das Unwort des Jahres 2023 meiner Meinung nach.

Zusätzlich auf Seite 45 der Wegfall der Pufferspeicher und solarthermischen Anlage für Biomasseanlagen ist ein Verbrechen aus meiner Sicht.
Grade die Reduzierung durch Staubemissionen, was bei Holzheizungen nachweislich ein sehr unterschätztes Problem ist, bereitet mir Kopfschmerzen.
Es erschließt sich mir nicht, wieso man ausgerechnet bei einer der schädlichsten Formen des Heizens die wenigen Vorgaben noch streicht.

Mein Fazit: Eine Schande. Im Gegensatz zum phänomenalen Solarpakt 1, welcher handwerklich großartig ist und uns Bürgern endlich die rechtlichen Möglichkeiten schafft, als Mieter von PV-Anlagen auf Dächern des Vermieters zu profitieren und zusätzlich Steckersolar/Balkonkraftwerke endlich massiv entbürokratisiert, ist dieses Gebäudeenergiegesetz durch die Menge an Kompromisse eher entkernt.

Dazu verstehe ich diesen Technologieoffenheit Unsinn nicht, grade im Neubau.

10-Jahre-Rückblick bis heute

Hier sieht man die letzten 10 Jahre im Wohnungsneubau.
Mindestens wäre eine deutlich strengere Grundlage sinnvoll gewesen.

Wie bereits in Frage 3 geklärt, sind Wärmepumpen auch im Bestand häufig die lukrativere Wahl.
Im Neubau ist die Wärmepumpe aufgrund der besseren Isolierung eines Neubaus eine absolut logische Wahl.
In Kombination mit PV und Speichern können alternative Heizungstypen nicht günstiger sein.
Aus meiner Sicht ist das Gesetz eher eine Enttäuschung, da es zum politischen Machtkampf genutzt wurde, jedoch wenig Ergebnisse erzielt hat.
Keine der beteiligten Parteien - weder die Industrie, noch die Ampelpartei, noch die Opposition - konnte von diesem Kindergarten profitieren. Nur Parteien, die die Demokratie ablehnen, konnten davon profitieren.