Herausforderungen bei der Integration von Windenergie in das Stromnetz Deutschlands

Der Sprecher begrüßt die Teilnehmer und bespricht den Kursplan, wobei er erwähnt, dass sie gehofft hatten, die Kurse einfach zu verschieben, ohne Verwirrung zu stiften. Diese Woche beenden sie das Modul Windenergie, während das PR-Modul für die nächsten zwei Wochen geplant ist. Der Sprecher rechnet damit, das PV-Modul bis Anfang Januar abzuschließen, möglicherweise wird die zweite Januarwoche für letzte Anpassungen vor dem ersten Prüfungsblock benötigt.

Der Sprecher rät den Studierenden, sich auf den aktuellen Prüfungsplan zu beziehen, und weist darauf hin, dass dieser über die Jahre hinweg konstant geblieben ist. Sie betonen, dass der beste Ansatz für die Studierenden darin besteht, den aktuellen Prüfungsblock mit den Vorjahren zu vergleichen, da die Prüfungstermine tendenziell ähnlich sind. Der zweite Prüfungsblock ist typischerweise für einen Mittwoch oder Donnerstag in der zweiten Woche des Semesters angesetzt.

Die Studierenden werden daran erinnert, sich über das ICMS-System für Prüfungen anzumelden. Der Sprecher erwähnt, dass Frau Mesek die notwendigen Änderungen für die Anmeldung vorgenommen hat. Wenn Studierende auf Probleme stoßen, sollten sie Herrn Halfmann in Raum G134 kontaktieren, um Unterstützung bei ihrer Anmeldung zur IDET-Prüfung zu erhalten.

Der Sprecher bestätigt, dass die Prüfungstermine festgelegt sind, mit einem vorläufigen Treffen, das für Montag, den 24. Februar, angesetzt ist. Die Prüfung wird voraussichtlich entweder am 3. März oder am 10. März stattfinden, was mit dem üblichen Zeitplan des zweiten Blocks in der zweiten Woche des Semesters übereinstimmt.

Die Diskussion verlagert sich auf die Herausforderungen der Windenergie, insbesondere auf die Integration von Windkraft in das Netz. Der Sprecher merkt an, dass der Bau einer Windturbine mittlerweile größtenteils eine bürokratische Aufgabe ist, die eigentliche Herausforderung jedoch in der Planung und Integration in das bestehende Stromnetz liegt. Er hebt hervor, dass die Standardisierung von Windturbinen den Auswahlprozess vereinfacht hat, aber geeignete Standorte zu finden und die Anbindung an das Netz bleibt ein erhebliches Hindernis.

Der Sprecher veranschaulicht die Herausforderungen bei der Standortauswahl am Beispiel der Region Hunsrück, wo Windkraftanlagen eng beieinander stehen. Er erwähnt, dass es zwar viele windige Standorte gibt, die Anzahl der verfügbaren Netzanschlusspunkte jedoch abnimmt, was den Prozess der Energieübertragung von diesen Standorten kompliziert.

Die Diskussion hebt die Einschränkungen von Mittelspannungsleitungen, insbesondere bei 20 kV, hervor, die nur etwa 5 bis 20 Megawatt übertragen können. Diese Kapazität ist unzureichend für moderne Windparks, die oft aus 10 bis 20 Turbinen bestehen. Folglich besteht ein dringender Bedarf an Hochspannungsverbindungen, wie z.B. 110 kV, um den wachsenden Energiebedarf aus der Windkraftnutzung zu decken.

Um neue Windparks anzuschließen, ist zusätzliche Infrastruktur erforderlich. Der Sprecher weist darauf hin, dass Entwickler möglicherweise Umspannwerke bauen und umfangreiche Kabelverbindungen verlegen müssen, manchmal bis zu 30 km, um sich mit dem nächstgelegenen Netzanschlusspunkt zu verbinden. Diese Anforderung erhöht die Kosten erheblich, da die Entwickler nicht nur Windturbinen installieren, sondern auch in die notwendige elektrische Infrastruktur investieren müssen.

Der Sprecher diskutiert die Herausforderungen, die bei der Planung von Windparks in Gebieten wie Kplenz Stadtwald auftreten, wo bestehende Umspannwerke, wie das Kenz Kartause, möglicherweise nicht über ausreichende Kapazitäten verfügen. Zum Beispiel hat das Umspannwerk Kenz Kartause eine Kapazität von 20 MVA, was für größere Windparks, die eine umfangreichere Stromverarbeitung erfordern, unzureichend ist. Entwickler müssen möglicherweise die Aufrüstungen dieser Umspannwerke finanzieren, um ihre Projekte zu unterstützen.

Netzintegration tritt als dominierendes Thema in der Diskussion hervor. Trotz einer hohen installierten Kapazität für Windenergie weist der Sprecher darauf hin, dass Perioden mit wenig Wind zu einer Unterauslastung der Infrastruktur führen können. Zum Beispiel wurde während eines kürzlichen Zeitraums mit minimalem Wind die installierte Kapazität nicht effektiv genutzt, was zu Diskussionen über die Optimierung des Energietransports und die Sicherstellung führte, dass das Netz Schwankungen in der Energieerzeugung bewältigen kann.

Der Sprecher erläutert die Berechnungen, die zur Bestimmung der Energieversorgung erforderlich sind, und betont die Bedeutung der Vollaststunden. Durch die Analyse der Leistungskurve über das Jahr können Entwickler die Energie schätzen, die ins Netz eingespeist wird. Das Konzept eines 'flächengleichen Rechtecks' wird eingeführt, um zu veranschaulichen, wie der Energieeinspeisung basierend auf der maximalen installierten Leistung und der tatsächlichen Leistung modelliert werden kann.

Die Diskussion beginnt mit dem Konzept der maximalen installierten Kapazität, die mit dem Rechteck gleichgesetzt wird, das aus der Energieerzeugung abgeleitet ist. Es wird erklärt, dass eine Anlage eine bestimmte Anzahl von Stunden mit Nennleistung betrieben werden muss, um die gleiche jährliche Energieerzeugung zu erreichen. Bei Windkraftanlagen wird geschätzt, dass dies etwa 2000 bis 2500 Volllaststunden pro Jahr beträgt, von insgesamt etwa 9000 Stunden, die in einem Jahr (365 Tage mit jeweils 24 Stunden) zur Verfügung stehen. Dies deutet darauf hin, dass nur etwa 25-28% der Zeit mit voller Kapazität gearbeitet wird, während der Rest im Standby- oder Teillastbetrieb verbracht wird.

Der Sprecher führt das Konzept eines Überdimensionierungsfaktors ein und schlägt vor, dass Windenergieanlagen oft mit 2,5 bis 4 Mal der nominalen Kapazität gebaut werden, die benötigt wird. Diese Überkapazität ist notwendig, um sicherzustellen, dass die Energieproduktion die Nachfrage decken kann, insbesondere angesichts der Variabilität der Windenergie. Die Diskussion hebt die Bedeutung der Maximierung der Volllaststunden hervor, um die Nutzung der Komponenten und die Netzstabilität zu optimieren, was für Energieanbieter entscheidend ist, um effektiv planen zu können.

Der Sprecher weist darauf hin, dass die mit dem Netzausbau verbundenen Kosten in den Strompreisen berücksichtigt sind, die derzeit auf etwa 7 bis 8 Cent pro Kilowattstunde geschätzt werden. Diese Kosten entstehen aus der Notwendigkeit, Energie von Windparks zu transportieren, die möglicherweise nicht in der Nähe von Nachfrageschwerpunkten liegen, was zusätzliche Infrastrukturinvestitionen erforderlich macht. Diese Situation erschwert das Energiemanagement, insbesondere in Zeiten mit wenig Wind (Flaute), wenn alternative Energiequellen genutzt werden müssen.

Die Vorteile der Offshore-Windenergie werden erörtert, wobei der große verfügbare Raum und das Fehlen störender Strukturen, die den Windfluss beeinträchtigen können, betont werden. Offshore-Windturbinen profitieren von stärkeren und konstanteren Windgeschwindigkeiten, die entscheidend für die Energieproduktion sind. Der Sprecher erwähnt, dass der einzige Eigentümer der Offshore-Standorte die Bundesrepublik Deutschland ist, was den Genehmigungsprozess vereinfacht. Die Diskussion hebt auch die höheren Windgeschwindigkeiten hervor, die in Gebieten wie der Nordsee und der Ostsee erlebt werden, was zu einer effizienteren Energieerzeugung beiträgt.

Es wird ein Vergleich zwischen der Leistung von Onshore- und Offshore-Windenergie angestellt. Offshore-Windkraftanlagen weisen eine signifikant größere Häufigkeitsverteilung der Energieproduktion auf, wobei Schätzungen darauf hindeuten, dass sie etwa 90 % ihrer Nennkapazität für etwa 1500 Stunden pro Jahr betrieben werden können. Diese Leistung wird mit der Onshore-Windenergie verglichen, die einen steileren Rückgang der Produktion erfährt, was darauf hindeutet, dass Offshore-Windenergie zuverlässiger und effizienter bei der Nutzung von Windressourcen ist.

Die Diskussion hebt den signifikanten Anstieg der Effizienz der Windenergieerzeugung hervor, wobei der bemerkte Kapazitätsfaktor von 4 auf weniger als 2 gesunken ist. Dies deutet darauf hin, dass die Installation von Offshore-Windturbinen in der Nordsee, insbesondere in Tiefen von etwa 200 Metern, höhere Kosten verursacht, die Energieausbeute pro installiertem Gerät jedoch ebenfalls steigt. Der Sprecher betont, dass trotz der höheren Installationskosten die fallenden Preise für Frequenzumrichter, Windturbinen und Baumaterialien die Offshore-Windenergie attraktiver machen.

Das Gespräch wechselt zu dem innovativen Ansatz, schwimmende Windturbinen zu nutzen, die einen schwimmenden Ponton umfassen, der durch Arme stabilisiert und mit 200 bis 300 Meter langen Kabeln am Meeresboden verankert ist. Der Sprecher äußert Skepsis hinsichtlich der ingenieurtechnischen Herausforderungen, die Stabilität einer 150 Meter hohen Turbine mit 120 Meter langen Blättern unter hohen Windbedingungen aufrechtzuerhalten. Die Diskussion stellt fest, dass kleinere Turbinen, typischerweise mit einer Leistung von etwa 1 bis 2 Megawatt, bereits auf diese Weise eingesetzt werden, während größere Offshore-Turbinen mit bis zu 15 bis 20 Megawatt weiterhin unter Kostendruck stehen, um ähnliche Technologien zu übernehmen.

Der Sprecher präsentiert Daten, die darauf hinweisen, dass die Windgeschwindigkeiten auf See erheblich höher und konstanter sind als die Windgeschwindigkeiten an Land. Er verweist auf eine spezifische Analyse von SmartDE, die installierte Kapazitäten von 1,1 Megawatt bis fast 7,4 Gigawatt für Offshore-Wind am 21. November zeigt. Im Gegensatz dazu erreichten die Onshore-Windkapazitäten am 24. November mit 44 Gigawatt ihren Höhepunkt und fielen auf 9,8 Gigawatt, was die Variabilität und die Notwendigkeit konventioneller Kraftwerke zur Kompensation dieser Schwankungen hervorhebt.

Die Diskussion endet mit einer Analyse des erforderlichen Energiemixes, um das Netz während Zeiten geringer Windstromerzeugung auszugleichen. Der Sprecher weist darauf hin, dass am 22. November erhebliche Beiträge aus Braunkohle und Steinkohle notwendig waren, um die Energieversorgung aufrechtzuerhalten, was auf eine Abhängigkeit von Gas- und Kohlekraft zur Unterstützung des Netzes hinweist, wenn die Windenergieproduktion unzureichend war. Dies unterstreicht die anhaltenden Herausforderungen des Übergangs zu einem stärker auf erneuerbaren Energien basierenden System.

Vom 16. November bis zum 26. November gab es eine bemerkenswert gleichmäßigere Verteilung des Winds, mit deutlich weniger Schwankungen. Beobachtungen vom 6. November bis zum 8. November zeigten fast keinen Wind an Land, während die Bedingungen auf See relativ stabil blieben.

Die Genauigkeit von Windprognosen ist entscheidend für den Betrieb konventioneller Kraftwerke. Der Sprecher betonte, dass je besser der Wind vorhergesagt werden kann – ob für eine Stunde, zwei Stunden oder 24 Stunden – desto effektiver können Gaskraftwerke gesteuert werden. Wenn erneuerbare Energiequellen ausfallen, werden Gaskraftwerke oft schnell hochgefahren, gefolgt von Kohlekraftwerken, falls notwendig.

Eine Fehlkalkulation in den Windprognosen, wie die Unterschätzung der Windkraft um 3 bis 5 Gigawatt, kann zu erheblichen Stromengpässen führen. Diese Situation zwingt die Betreiber, alle verfügbaren konventionellen Kraftwerke schnell hochzufahren oder Strom aus dem Ausland zu kaufen, was aufgrund der Dynamik von Angebot und Nachfrage die Strompreise drastisch erhöhen kann.

Der Redner hob die Volatilität der Strompreise in Deutschland hervor und bemerkte, dass der Markt bei einem Defizit von 30 Gigawatt stark reagiert. Die installierte Stromerzeugungskapazität in Deutschland und Europa ist mehr als doppelt so hoch wie die maximale Nachfrage, dennoch bleiben schwankende Preise ein erhebliches Problem.

An Tagen mit wenig bis gar keinem Wind stiegen die Großhandelspreise für Elektrizität auf 820 € pro Megawattstunde, was 28,2 Cent pro Kilowattstunde entspricht. Dies steht in starkem Kontrast zu den Verbraucherpreisen, die zwischen 25 und 30 Cent pro Kilowattstunde liegen, was auf eine erhebliche Diskrepanz zwischen Großhandels- und Einzelhandelspreisen hinweist.

Am 24. und 25. November fielen die Großhandelspreise auf nahezu null, was es Verbrauchern mit dynamischen Stromtarifen ermöglichte, erheblich von sehr niedrigen Kosten für den Stromverbrauch zu profitieren. Der Sprecher bemerkte, dass die Preise für etwa 30 Stunden effektiv bei null lagen, was eine einzigartige Gelegenheit für diejenigen darstellte, die flexible Preismodelle nutzen.

Die Diskussion hebt die schwankenden Energiepreise hervor und erwähnt speziell einen Bereich von 8 bis 80 Cent pro Kilowattstunde. Der Sprecher betont, dass diese Preise erheblich von der Stabilität und Volatilität der Windenergie beeinflusst werden, insbesondere während der Wintermonate, was sich direkt auf die Marktpreise auswirkt.

In der Nordsee finden umfangreiche Bauarbeiten statt, um die Windkraftkapazitäten zu verbessern. Der Sprecher weist darauf hin, dass die für die Entwicklung in Deutschland verfügbare Fläche recht begrenzt ist, im Norden von Dänemark und im Westen von den Niederlanden begrenzt. Dieser schmale Korridor wird derzeit erheblich erweitert, mit geplanten Kapazitäten von bis zu 17,5 Gigawatt, was auf eine erhebliche Investition in die Infrastruktur erneuerbarer Energien hinweist.

Der Sprecher diskutiert die Datensammlungsbemühungen der Europäischen Union, die Einblicke in die Netzstruktur in ganz Europa bieten. Sie veranschaulichen die geografische Anordnung der Stromleitungen, insbesondere rund um die deutsch-niederländische und die deutsch-belgische Grenze, wo mehrere Leitungen im Meer enden und mit Offshore-Windparks verbunden sind. Dies steht im Gegensatz zu traditionellen landgestützten Übertragungsleitungen, die typischerweise aus Freileitungen bestehen, die alle 300 Meter angeordnet sind.

Das Gespräch wechselt zu den technischen Aspekten der Energieübertragung, insbesondere zur Verwendung von Hochspannungs-Gleichstrom (HGÜ)-Systemen. Der Sprecher erklärt, dass aufgrund der langen Distanzen, die typischerweise zwischen 150 und 200 Kilometern liegen, die Gleichstromübertragung der Wechselstromübertragung vorgezogen wird. Dies liegt daran, dass Wechselstromsysteme große kapazitive Effekte erzeugen können, die eine effiziente Energieübertragung behindern, während Gleichstrom einen einfacheren Energieübertragungsprozess ermöglicht, was für die Übertragung von Großleistung, von Hunderten von Megawatt bis zu mehreren Gigawatt, unerlässlich ist.

Die Diskussion hebt eine Entfernung von etwa 200 Kilometern für verschiedene Routen hervor und betont die Notwendigkeit effektiver Verbindungspunkte. Besonders erwähnt werden der Verbindungspunkt Wilster und ein weiterer in der Nähe der deutsch-niederländischen Grenze, wo die Umwandlung von Gleichstrom in Drehstrom erfolgt. Diese Umwandlung ist entscheidend für die Integration von Energie in bestehende Versorgungsnetze.

Der Sprecher weist auf die Herausforderung hin, die in Norddeutschland erzeugte Energie zu den Industriegebieten in Baden-Württemberg und Bayern zu transportieren. Trotz der Installation einer erheblichen Kapazität, die auf 50 bis 70 Gigawatt geschätzt wird, ist die bestehende Infrastruktur unzureichend, da nur vier bis fünf Hauptübertragungsleitungen in der Lage sind, jeweils 3 bis 5 Gigawatt zu bewältigen. Dies führt zu einer maximal realistischen Kapazität von etwa 15 Gigawatt, was für die produzierte Energie unzureichend ist.

Der Sprecher diskutiert die regulatorischen Herausforderungen, die auftreten, wenn die Windenergieproduktion die Übertragungskapazität überschreitet. Wenn starke Winde überschüssige Energie erzeugen, müssen Windparks gedrosselt werden, was bedeutet, dass sie trotz ihrer Fähigkeit keine Energie ins Netz einspeisen können. Diese Situation wird durch Vorschriften verschärft, die erneuerbare Energiequellen priorisieren, sodass Betreiber von Windparks eine Entschädigung erhalten, als ob sie voll betriebsfähig wären, selbst wenn die Energie aufgrund von Netzbeschränkungen nicht genutzt werden kann.

Um die Ineffizienz des aktuellen Energiesystems zu veranschaulichen, vergleicht der Redner es mit einem Auto, das einen leistungsstarken Motor, aber nur einen ersten Gang hat. Diese Analogie betont, dass eine hohe Energieerzeugungskapazität ohne angemessene Übertragungsinfrastruktur das System ineffektiv macht. Die Diskussion kontrastiert dies auch mit der Situation in der Ostsee, wo die Bedingungen aufgrund der flacheren Tiefen, die typischerweise zwischen 20 und 50 Metern liegen, günstiger für die Energieerzeugung sind.

Die Diskussion beginnt mit einem geografischen Überblick über die Ostsee, wobei festgestellt wird, dass sie von Landmassen umgeben ist, darunter Schweden im Norden, Finnland, Dänemark im Westen und Deutschland, mit Polen und Russland im Osten. Der Sprecher hebt hervor, dass die Ostsee aufgrund ihrer geografischen Merkmale niedrige Windbedingungen aufweist, was die Effizienz von Windparks in der Region beeinflusst.

Der Sprecher vergleicht die installierten Windenergiekapazitäten der Ostsee und der Nordsee und weist darauf hin, dass die Ostsee über begrenzte Kapazitäten verfügt, wobei nur wenige Anlagen etwa ein Gigawatt erreichen, während die meisten im unteren Megawattbereich liegen. Dies führt zu der Schlussfolgerung, dass die Ostsee besser für experimentelle Anwendungen geeignet ist als für die großflächige Energieerzeugung.

Im Gegensatz dazu erlebt die Nordsee eine signifikante Expansion der Windenergie, insbesondere in Gebieten wie dem Dogger Bank, das östlich von Großbritannien liegt. Diese Region profitiert von konstanten Nordwinden und flachen Gewässern, was es kosteneffektiv für Offshore-Windinstallationen macht. Der Sprecher merkt an, dass das Vereinigte Königreich etwa 60-70% seiner Energie aus Windkraft bezieht, was ein robustes Wachstum in diesem Sektor zeigt.

Das Vereinigte Königreich hat seine Regulierungsprozesse optimiert, was eine schnellere Installation von Windenergieprojekten ermöglicht. Der Sprecher vergleicht dies mit Deutschland, das aufgrund eines engen Korridors für die Windenergienutzung vor Herausforderungen steht, die seine Ausbaukapazitäten einschränken.

Frankreich, obwohl es über umfangreiche Küstenlinien entlang des Atlantiks und des Mittelmeers verfügt, erweitert seine Windenergie-Kapazitäten nicht signifikant. Der Sprecher erklärt, dass Frankreich stark auf seine Kernkraftwerke angewiesen ist, die unter der EU-Taxonomie als grün gelten, was zu einer Bevorzugung der Aufrechterhaltung der bestehenden Kernenergie anstelle von Investitionen in Windenergie führt.

Das Konzept des 'Repowerings' wird eingeführt, bei dem ältere Windturbinen durch neuere, größere Modelle ersetzt werden, die mehr Energie erzeugen. Der Sprecher merkt an, dass diese Praxis immer häufiger vorkommt, insbesondere in Regionen wie Niedersachsen und Schleswig-Holstein, wo frühe Windenergieprojekte aufgerüstet werden, um die Effizienz und den Ertrag zu steigern.

Die Diskussion hebt den Übergang in der Windenergieinfrastruktur hervor und stellt fest, dass es anstelle zahlreicher kleiner Windturbinen jetzt weniger, aber größere Turbinen gibt, die erheblich mehr Energie erzeugen. Dieser Wandel wird durch den kürzlichen Abbau von 16 Windturbinen in Gauckelheim veranschaulicht, die weniger als 20 Jahre alt waren und durch neuere Modelle ersetzt wurden. Der Sprecher betont die bürokratischen Vorteile des Repowerings, da bestehende Genehmigungen oft wiederverwendet werden können, was den Prozess vereinfacht.

Der Sprecher weist auf die sich entwickelnde Natur der Vorschriften im Zusammenhang mit Windenergieprojekten hin, die sich fast alle zwei Jahre ändern können. Früher wurde das Abreißen alter Turbinen und die Installation neuer als neues Projekt behandelt, was umfangreiche Genehmigungen erforderte. Der aktuelle Trend ermöglicht jedoch einen effizienteren Prozess, mit einem durchschnittlichen Zeitrahmen von 5 bis 7 Jahren von der Konzeption bis zur Realisierung neuer Windprojekte, obwohl einige schneller vorankommen können, wie in Gauckelheim zu sehen ist.

Bei der Betrachtung der Energielandschaft Deutschlands stellt der Redner eine signifikante Reduzierung der Kernenergie von 30 % im Jahr 2011 auf null bis März 2023 fest. Ausblickend ist das Ziel, bis 2035 80 % erneuerbare Energien zu erreichen, wobei die Windenergie eine entscheidende Rolle spielt. Offshore-Wind wird voraussichtlich etwa 50 % beitragen, während Onshore-Wind und Photovoltaik jeweils 14 % und 7 % ausmachen werden.

Der Sprecher warnt vor einem bevorstehenden Energiemangel in Deutschland und hebt den aktuellen Überschuss hervor, der Stromexporte ermöglicht. Während das Land von der Kernenergie abrückt, wird es zunehmend auf Importe aus Nachbarländern wie Frankreich, Belgien und der Tschechischen Republik angewiesen sein, insbesondere in Zeiten geringer erneuerbarer Erzeugung, wie der 'dunklen Flaute' im November, als die Wind- und Solarproduktion minimal war.

Es werden Bedenken hinsichtlich der Sicherheit der Kernenergie in den Nachbarländern geäußert, aus denen Deutschland möglicherweise Strom importieren könnte. Der Sprecher verweist auf laufende Probleme mit französischen und belgischen Reaktoren, einschließlich eines notorischen Reaktors in der Tschechischen Republik, der eine problematische Betriebsgeschichte hatte. Die Diskussion unterstreicht die Komplexität und die Risiken, die mit der Abhängigkeit von externen Kernenergiequellen verbunden sind, während Deutschland seine eigenen Kernkraftfähigkeiten abbaut.

In Finnland umfassen die neuesten Entwicklungen im Energiesektor die Installation von 2 Gigawatt neuer Kapazität, die 10 bis 15 Jahre länger gedauert hat als ursprünglich geplant, was zu erheblich höheren Kosten geführt hat. Die Diskussion berührt auch das Flamanville-Projekt in Frankreich, das an der Atlantikküste liegt, obwohl der Betriebsstatus ungewiss ist.

Die Präsentation hebt die Dolwin-HVDC (Hochspannungs-Gleichstromübertragung) Projekte hervor, insbesondere Dolwin 1, Dolwin Alpha und das laufende Dolwin Gamma. Der Umfang dieser Projekte wird betont, da mehrere HVDC-Stationen gebaut werden. Die Höhe der Strukturen wird mit etwa 25 bis 30 Metern angegeben, wobei die Umspannwerke in großen Würfeln untergebracht sind, die etwa 40 bis 50 Meter an jeder Seite messen.

Die Dolwin-Projekte umfassen erhebliche Kabellängen, wobei Dolwin 4 und Dolwin 5 von 75 Kilometern auf potenziell 150 bis 200 Kilometer verlängert werden. Die Diskussion umfasst die Herausforderungen, die durch Salznebel entstehen, der hochkorrosiv ist und Materialien, die im Bau verwendet werden, schädigen kann, was die Platzierung von Übergangsstationen weiter vor der Küste erforderlich macht, um Korrosionsrisiken zu mindern.

Salznebel wird als ein großes Problem für Maschinen und elektrische Komponenten identifiziert, aufgrund seiner korrosiven Natur. Der Sprecher erklärt, dass Salznebel zu elektrochemischer Korrosion führen kann, was die Integrität von Stahlkonstruktionen und -komponenten gefährdet. Darüber hinaus stellt die hohe elektrische Leitfähigkeit von Salznebel Herausforderungen für Isoliermaterialien dar, was größere oder alternative Isolatoren erfordert, um Sicherheit und Funktionalität aufrechtzuerhalten.

Die aktuellen Spezifikationen für die HVDC-Verbindung umfassen eine Länge von 165 Kilometern und eine Kapazität von 800 Megawatt. Zukünftige Projekte wie Dolwin 4, Dolwin 5 und Dolwin 6 sollen die Kapazität auf 1 Gigawatt erhöhen. Auch die Längen der Offshore- und Erdkabel werden diskutiert, wobei 75 Kilometer Offshore-Kabel und 90 Kilometer Erdkabel vorgesehen sind, um die korrosiven Auswirkungen von Salznebel zu vermeiden.

Das Dolwin 6-Projekt befindet sich derzeit im Bau und umfasst sechs Kabel, insgesamt zwölf Kabel, die durch den Nationalpark Niedersächsisches Wattenmeer verlaufen werden. Dieser Ansatz zielt darauf ab, die Anzahl der kleineren Kabeltrassen zu minimieren, indem eine einzige, größere Strecke gewählt wird. Dolwin 1 ist seit Juli 2015 in Betrieb und läuft seit über sechs Jahren reibungslos, was zur erfolgreichen Nachbildung von Dolwin 2 und Dolwin 3 geführt hat, während Dolwin 5 bereits in Betrieb ist und Dolwin 6 in Entwicklung ist. Die Projekte sind darauf ausgelegt, die installierte Offshore-Kapazität erheblich zu erhöhen.

Die Diskussion hebt die laufende Entwicklung wichtiger Übertragungsleitungen hervor, einschließlich South Link, Southeast Link und Ultranet, die dazu dienen sollen, den Energietransfer von Norden nach Süden Deutschlands zu erleichtern. Jede dieser Leitungen wird voraussichtlich eine Übertragungskapazität von etwa 5 GW haben, was zu insgesamt 15 GW aus bestehenden konventionellen Netzen beiträgt, während von den neuen Leitungen zusätzlich 20-25 GW erwartet werden. Der South Link wird als Doppelleitung ausgeführt, was potenziell weitere 20 GW hinzufügt, was entscheidend ist, um die erwartete durchschnittliche Nachfrage von 60-70 GW in Deutschland zu bewältigen.

Die Offshore-Windkapazität in der Nordsee wird voraussichtlich zwischen 40 und 50 GW erreichen, obwohl die derzeitige Übertragungsinfrastruktur nur maximal 20 GW zu einem bestimmten Zeitpunkt bewältigen kann. Diese Diskrepanz bedeutet, dass ein erheblicher Teil der erzeugten Energie möglicherweise gekürzt werden muss. Der Sprecher weist darauf hin, dass während der Spitzenenergieproduktion die volle Kapazität von 50 GW nicht übertragen werden kann, was zu einer Situation führt, in der Energie absichtlich gekürzt wird, und die Kosten, die mit dieser Kürzung verbunden sind, gegen die Ausgaben für den Ausbau des Übertragungsnetzes abgewogen werden.

Die aktuelle Energiemanagementstrategie umfasst eine finanzielle Berechnung, wie viel Einschränkung akzeptabel ist im Vergleich zu den Kosten für den Ausbau des Netzes. Der Sprecher betont, dass es oft wirtschaftlicher ist, Energieeinschränkungen zuzulassen, anstatt stark in Infrastruktur-Upgrades zu investieren. Dieser Entscheidungsprozess spiegelt ein Gleichgewicht zwischen bürokratischen Herausforderungen und finanzieller Tragfähigkeit wider, bei dem die Kosten für Strafen aufgrund von Einschränkungen mit den Ausgaben für den Netzausbau verglichen werden.

Die Kosten für die Installation von Hochspannungs-Gleichstromkabeln (HGÜ) werden auf 15 bis 20 Millionen Euro pro Kilometer geschätzt, abhängig von den unterirdischen Bedingungen. Für das South Link-Projekt, das sich über etwa 1.000 Kilometer von Hamburg nach Ulm erstreckt, ergeben sich dadurch erhebliche Ausgaben, während die Projekte Southeast Link und Ultra Network jeweils etwa 600 Kilometer lang sind und ebenfalls hohe Kosten verursachen.

Der Bau von Umspannwerken, die Wechselstrom (AC) in Gleichstrom (DC) umwandeln, ist eine weitere große Ausgabe. Jedes Umspannwerk, das in der Größe einem Fußballfeld vergleichbar ist, kostet zwischen 1 und 1,5 Milliarden Euro. Für das South Link-Projekt sind zwei Stationen erforderlich: eine in Norddeutschland für die Umwandlung von AC in DC und eine andere in Süddeutschland für die Umwandlung von DC in AC, was zu Gesamtkosten von etwa 2,5 bis 3 Milliarden Euro nur für die Umspannwerke führt, ohne die Kosten für die Kabelinstallation.

Die Realisierung von Hochspannungsleitungen ist ein langfristiges Unterfangen, das oft 20 bis 30 Jahre von der ersten Idee bis zum Betriebsstatus in Anspruch nimmt. Das NordLink-Projekt, das Norwegen und Deutschland verbindet, wurde aufgrund beschleunigter Prozesse etwas schneller abgeschlossen, hatte jedoch dennoch eine langwierige Genehmigungsphase von mehreren Jahrzehnten und eine Bauzeit von etwa einem Jahr.

In der Praxis werden einzelne Windturbinen in Cluster gruppiert, die typischerweise mit einer Spannung von 66 kV betrieben werden. Jede Turbine kann zunächst mit etwa 20 kV betrieben werden, aber die Spannung wird auf 66 kV erhöht, um die Energieübertragung effizienter zu gestalten und Verluste zu reduzieren. Die aus diesen Clustern gesammelte Energie wird dann an Sammelpunkten aggregiert, bevor sie zu Umspannwerken übertragen wird, die mit 320 kV Gleichstrom arbeiten.

Die Energieübertragungsstruktur umfasst ein hierarchisches System, bei dem kleinere Ausgaben von einzelnen Turbinen (jeweils 10 bis 15 Megawatt) auf höheren Spannungsebenen (66 kV) gesammelt und dann aggregiert werden, um mehrere hundert Megawatt an die Umspannwerke zu liefern. Diese Stationen können Ausgaben von bis zu 1,5 Gigawatt verarbeiten und erleichtern den Transfer von Energie von Offshore-Windparks zum Festland.

Die Diskussion beginnt mit der Bedeutung der Kabellänge bei der Energieübertragung und betont, dass Kabel aufgeladen, entladen und wieder aufgeladen werden müssen, um effektiv zu funktionieren. Der Sprecher weist darauf hin, dass eine höhere Spannung zu einer erhöhten Blindleistung führt und erklärt, dass eine Verdopplung der Spannung zu einer Vervierfachung der Blindleistung führt. Zum Beispiel wird bei 66 kV das Kompensieren von Blindleistung machbar, aber der Übergang zu 300 kV wird wirtschaftlich untragbar, wenn die Kabellänge 50 km überschreitet, da die Energie hauptsächlich zum Laden und nicht zum Transport verwendet wird.

Seit 2012 wird die Implementierung von Gleichstromsystemen (DC) hervorgehoben, mit einer maximalen Stromkapazität von 930 Megawatt. Der Sprecher erwähnt die Herausforderungen beim effizienten Transport von Kabeln und stellt fest, dass ältere Kabel aufgrund mechanischer Einschränkungen nicht in langen Längen produziert werden konnten. Fortschritte haben jedoch die Produktion von Kabeln mit einer Länge von bis zu 30 km ermöglicht, die jetzt auf großen Schiffen transportiert werden, was die Anzahl der Verbindungen oder Spleiße erheblich reduziert, die anfällig für Ausfälle sind.

Der Sprecher weist darauf hin, dass 80 % der Kabelausfälle an Verbindungen auftreten, und im Fall des Dolwin 2-Projekts gibt es 232 Verbindungen über eine Strecke von 117 mal 800 Metern, was ein erhebliches Risiko darstellt. Die Kabel sind 2-3 Meter tief in der Nordsee vergraben, um Schäden durch Schiffsanker zu verhindern, aber dies erhöht die Wahrscheinlichkeit von Ausfällen aufgrund der zahlreichen Verbindungen, die für die Installation erforderlich sind.

Die Diskussion verschiebt sich auf die Verteilung der Windenergie und weist auf eine starke nordwestliche Verteilung in Deutschland hin, insbesondere in Gebieten mit bedeutenden Onshore-Windparks. Der Sprecher identifiziert wichtige Einspeisepunkte für Offshore-Windenergie, insbesondere in der Nähe von Hamburg und der deutsch-niederländischen Grenze. Der Sprecher kontrastiert dies mit der begrenzten Photovoltaik-Energieerzeugung in Süddeutschland und hebt die Abhängigkeit von konventionellen Kraftwerken in Regionen wie dem Rheinland und der Lausitz hervor, die bedeutende Energieanbieter sind.

Der Sprecher betont die Herausforderung des Energietransports von Nord- nach Süddeutschland, wo sich große Lastzentren wie München, Stuttgart, Mannheim, Frankfurt, das Ruhrgebiet, Hamburg und Berlin befinden. Durch das Überlagern von Karten zur Energieerzeugung und -verbrauch wird deutlich, dass ein erhebliches Ungleichgewicht besteht, was effiziente Energietransportlösungen erforderlich macht, um den Anforderungen dieser urbanen Zentren gerecht zu werden.

Die aktuelle Energieübertragungskapazität von Nord nach Süd beträgt etwa 15 GW, was weniger als die Hälfte der erforderlichen Kapazität von 27 GW ist. Dies unterstreicht den dringenden Bedarf an der Entwicklung von Stromautobahnen, um einen effizienten Energietransfer zu ermöglichen, insbesondere für Windenergie, die eng mit dem Ausbau des Netzes verbunden ist. Der Sprecher betont, dass der Aufbau der notwendigen Infrastruktur zusätzliche 10 bis 15 Jahre in Anspruch nehmen könnte, was erhebliche Herausforderungen mit sich bringt.

Der Sprecher verweist auf ein Szenario aus dem Netzentwicklungsplan 2022 und stellt fest, dass sich dieser im Laufe der Zeit als genau erwiesen hat. Der Plan weist einen minimalen Windenergieanteil aus, mit nur 2 GW aus Photovoltaik, die gleichmäßiger im ganzen Land verteilt sind, insbesondere in Süddeutschland. Diese Verteilung stimmt gut mit den Energieverbrauchszentren überein, obwohl regionale Unterschiede bestehen. Dennoch bleibt ein Transportbedarf von etwa 10 GW von Nord nach Süd, den die aktuellen konventionellen Leitungen kaum bewältigen können.

Der Sprecher diskutiert den historischen Kontext der Energieinfrastruktur in Deutschland und weist darauf hin, dass auch 35 Jahre nach der Wiedervereinigung erhebliche Lücken im Energienetz bestehen. Es gibt nur wenige Leitungen, die den Norden mit dem Süden verbinden, und die bestehenden Verbindungen spiegeln immer noch die frühere Teilung zwischen Ost- und Westdeutschland wider. Dieses historische Erbe erschwert die aktuellen Bemühungen um die Energieverteilung, da die Infrastruktur nicht vollständig modernisiert oder erweitert wurde.

Der Sprecher weist auf die Einschränkungen der Energiespeicherung im aktuellen System hin und erkennt an, dass obwohl Pumpspeicherkraftwerke helfen können, es nicht genug davon gibt, um die Nachfrage zu decken. Die Diskrepanz zwischen der Energieerzeugung und den Verbrauchsmustern erfordert Anpassungen im Energiemanagement. Im Gegensatz zu herkömmlichen Kraftwerken, die je nach Nachfrage hoch- oder heruntergefahren werden können, ist die Erzeugung von Windenergie weniger steuerbar, was einen Wandel im Ansatz zur Energieverbrauch und -erzeugung erfordert.

Die Diskussion dreht sich um die Notwendigkeit der Energieübertragung, wobei alle Parteien sich über deren Bedeutung einig sind. Der Fokus liegt auf der Anpassung des Energietransports über lange Strecken, unter Nutzung vorhandener Energiequellen aus verschiedenen Standorten. Die Debatte entsteht darüber, wie diese Übertragung umgesetzt werden kann, wobei einige für unterirdische Kabelrouten plädieren, um visuelle Störungen zu vermeiden, während andere Freileitungen als kostengünstigere Lösung vorschlagen.

Die mit der Energieinfrastruktur verbundenen Kosten werden hervorgehoben, insbesondere die finanziellen Auswirkungen der Verwendung von Erdkabeln im Vergleich zu Freileitungen. Es wird festgestellt, dass die Errichtung einer Umspannstation für die Gleichstromübertragung etwa 3 Milliarden Euro kosten kann, während Freileitungen zwischen 1 und 1,5 Millionen Euro pro Kilometer kosten könnten, was sie erheblich günstiger macht – potenziell 15 bis 20 Mal günstiger als Erdkabel. Das Gespräch reflektiert die anfängliche Präferenz für Erdkabel aufgrund des öffentlichen Widerstands gegen Freileitungen, erkennt jedoch die steigenden Kosten der geplanten Kabelrouten an.

Das Konzept der dynamischen Strompreisgestaltung wird eingeführt, bei dem Verbraucher von niedrigeren Tarifen während Zeiten niedriger Marktpreise profitieren können. Beispielsweise, wenn der Marktpreis auf null sinkt, würden die Verbraucher nur eine Netzentgelte von 8 bis 10 Cent zahlen, was zu einem effektiven Preis von etwa 12 Cent pro Kilowattstunde führt. Umgekehrt können die Preise während Zeiten hoher Nachfrage, wie einer 'dunklen Flaute' mit geringer Photovoltaik- und Windenergieproduktion, auf 82 Cent steigen, was zu Gesamtkosten von etwa 94 Cent pro Kilowattstunde führt, wenn Netzentgelte und Steuern einbezogen werden.

Die Diskussion betont die Notwendigkeit für Verbraucher, ihre Energieverbrauchsmuster anzupassen, um von niedrigeren Preisen während der Nebenzeiten zu profitieren. Es wird vorgeschlagen, dass dynamische Preisgestaltung die Stromkosten für Verbraucher mit flexiblen Energiebedürfnissen erheblich senken kann, insbesondere für diejenigen mit hohem Energieverbrauch, der von Spitzenzeiten verschoben werden kann. Der Sprecher weist darauf hin, dass dieser Ansatz von den Verbrauchern strategisches Handeln in Bezug auf ihren Energieverbrauch erfordert, was zu erheblichen Einsparungen führen kann.

Vom 3. November bis zum 7. November wird es einen erheblichen Stromausfall geben, der als 'Dunkelflaute' bezeichnet wird, bei dem keine Elektrizität erzeugt wird. Während dieses Zeitraums wird den Personen geraten, ihren Stromverbrauch zu minimieren, um steigende Kosten zu vermeiden. Diese Praxis wird als dynamische Strompreisgestaltung für private Verbraucher bezeichnet, während die Industrie ein Lastmanagement implementiert, um ihren Energieverbrauch entsprechend der verfügbaren Versorgung anzupassen.

Der Sprecher weist auf einen Wandel in den Dynamiken der Stromversorgung hin, der von einem traditionellen unidirektionalen Fluss von großen Kraftwerken zu den Verbrauchern zu einem komplexeren, bidirektionalen System übergeht. Diese Transformation wird durch die zunehmende Anzahl von Offshore- und Onshore-Windparks sowie Photovoltaikanlagen (PV) vorangetrieben, die nun zur Energieversorgung beitragen. Der Sprecher hebt hervor, dass die Region Hundsrück viermal mehr Energie erzeugt, als sie verbraucht, und überschüssige Energie in die höheren Ebenen des Netzes einspeist, was Auswirkungen auf benachbarte Städte wie Mainz, Wiesbaden und Frankfurt hat.

Die Diskussion umfasst Berechnungen zum Energieverbrauch in Norddeutschland, wo der maximale Verbrauch aus Offshore-Quellen 8 bis 9 GW erreichen kann, während die Spitzenlasten gelegentlich 40 bis 50 GW für kurze Zeiträume erreichen. Der Sprecher betont die Notwendigkeit, zuerst lokale Energie zu nutzen, erkennt jedoch an, dass dies nur teilweise umsetzbar ist. Eine neue 10 GW-Übertragungsleitung wird gebaut, um Süddeutschland anzuschließen, es wird jedoch angemerkt, dass die Leitung die meiste Zeit nicht vollständig ausgelastet sein wird, was zu Ineffizienzen führt.

Der Sprecher kritisiert die aktuellen Investitionen in die Übertragungsinfrastruktur und hebt hervor, dass die neue Leitung nur ein Viertel der Zeit mit voller Kapazität betrieben wird, während sie die meiste Zeit untätig bleibt. Die Kosten für diese Infrastruktur sind erheblich, mit 3 Milliarden Euro, die für zwei Umspannwerke ausgegeben wurden, was Bedenken hinsichtlich der wirtschaftlichen Rentabilität und Effizienz solcher Investitionen im Kontext schwankender Energieversorgung und -nachfrage aufwirft.

Der Sprecher diskutiert die wirtschaftlichen Auswirkungen von Investitionen in die Energieinfrastruktur und erwähnt Kosten von 10 bis 15 Milliarden Euro für die Nord-Süd-Stromleitung, die drei Viertel der Zeit unterausgelastet ist. Er äußert Frustration über die Ineffizienz des aktuellen Systems und hebt hervor, dass der obere Bereich der Energieerzeugung bei etwa 18 Gigawatt Spitzenwerte erreicht, mit Spitzen von bis zu 50 Gigawatt, aber die tatsächlich nutzbare Energie weniger als 10% beträgt.

Der Sprecher erklärt seine Strategie, die Produktion von Energieanlagen absichtlich zu reduzieren und Strafen für die ungenutzte Energie zu zahlen. Sie halten es für kostengünstiger, diese Strafen zu zahlen, als in zusätzliche Infrastruktur zu investieren, um Energie von Nord nach Süd zu transportieren. Diese Entscheidung spiegelt ein größeres Problem im Energiemanagement und den Bedarf an effizienten Speichermöglichkeiten wider.

Die Diskussion verschiebt sich auf die Notwendigkeit von Energiespeicherlösungen, insbesondere an Windenergie-Einspeisestationen. Der Sprecher betont die Bedeutung konventioneller Speichersysteme und das Potenzial zur Produktion von grünem Wasserstoff durch Elektrolyse, die überschüssige Windenergie nutzen würde. Sie weisen darauf hin, dass die aktuellen Speichersysteme strategisch platziert sein müssen, um die Effizienz zu maximieren.

Der Sprecher gibt eine detaillierte Aufschlüsselung der Effizienz verschiedener Energieumwandlungsprozesse. Er erklärt, dass Windturbinen eine maximale Effizienz von 59 % erreichen können, aber realistisch bei etwa 50 % arbeiten. Wenn man die Effizienz der Elektrolyse (ungefähr 70 %) und die anschließenden Transport- und Umwandlungsprozesse berücksichtigt, sinkt die Gesamteffizienz erheblich. Die endgültige Berechnung ergibt eine Gesamteffizienz von nur 11 %, wenn Windenergie in nutzbaren Wasserstoff und dann in Elektrizität in thermischen Kraftwerken umgewandelt wird.

Der Sprecher kommt zu dem Schluss, dass der aktuelle Ansatz im Energiemanagement, insbesondere die Praxis der Drosselung der Energieproduktion, wirtschaftlich tragfähiger ist als der Versuch, die bestehende Infrastruktur zu verbessern. Sie heben die harte Realität der Energieumwandlungsverluste hervor und betonen die Notwendigkeit einer Neubewertung der Energiestrategien im Hinblick auf diese Ineffizienzen.