Erst nach Versenden des Briefes wurde bekannt, dass der Standort des geplanten Neckargemünder Windrades nicht mehr der ursprünglich verhandelte und bekannt gemachte Felsenberg ist, sondern der südliche Ausläufer des Lammerskopf nahe der Neckargemünder Gemarkungsgrenze. Bis auf das Argument der Nichteinhaltung gesetzlicher Mindestabstände bleiben alle Argumente dieses Briefes gültig.

Neckargemünd 29.5.2026

Sehr geehrter Herr Bürgermeister Seidel, sehr geehrte Stadträte,

obwohl der VRRN ganz klar den Lammerskopf und damit auch den Felsenberg von der Windkraftnutzung ausgeschlossen hat, ignorieren Sie dessen schwerwiegende Kriterien und halten dennoch an dem Vorhaben fest, um der möglichen Pachteinnahmen der Stadt willen aus einem Naturschutzgebiet ein gesundheitsschädigendes, naturzerstörendes Industriegebiet zu machen und den Wohnwert von Neckargemünd zu zerstören. Anders können wir den Aufruf zu einer Bürgerabstimmung nicht interpretieren.

Werden Sie die Bürger vor der kommenden Abstimmung ehrlich über die Fakten informieren oder folgen Sie den Windkraft-Profiteuren, die sich in die Parlamente und Regierungen ausgebreitet haben, die seit Jahren uns Bürger über steigende Energiepreise und wachsende steuerfinanzierte Subventionen plündern?

Wertminderung der Wohnimmobilien

Es ist bekannt, dass Immobilien in der Nähe von Windkraftanlagen drastisch an Wert verlieren. Wer will sich dieser permanenten optischen und akustischen Störung schon freiwillig aussetzen? Die avisierte Anlage auf dem Felsenberg, die rund 1,5 mal so hoch ist wie der Kölner Dom, ist vom größten Teil des Stadtgebiets aus sichtbar und hörbar. Die zu erwartende Wertminderung, insbesondere in Kleingemünd, in der Weststadt, am Kastanienberg, im Wiesenbacher Tal und am westlichen Hollmuthhang übersteigt bei weitem die fraglichen Einnahmen der Stadt aus dem Windkraftprojekt.

Gesundheitsschädigung der Bürger

Nach neuen Studien, u.a. der Universität Mainz, gibt es erhebliche gesundheitliche Auswirkungen durch den Schall und Infraschall von großen Windkraftanlagen¹. Kommunen mit Ausbau der Windenergie zeigen nachweislich eine signifikant erhöhte Inzidenz von Herzinsuffizienz und Rhythmusstörungen.

Die Wirkungsmechanismen auf den Organismus sind mittlerweile gut erforscht. Diese Risiken steigen mit der Größe der Anlagen und mit deren Nähe rapide an.

Vom Felsenberg sind es 400m bis Kleingemünd, 600m bis zur Weststadt. In BaWü ist ein Mindestabstand von 700m zu einem Wohngebiet vorgeschrieben. Der VRRN hat aufgrund der Größe der Anlage einen Vorsorgeabstand von mindestens 900m festgelegt.

Fragwürdige Pachteinnahmen für die Stadt

Sie spekulieren auf die Pachteinnahmen für die Stadt, blenden aber die Risiken aus.
Wollen Sie den Bürgern wirklich die Risiken dieser Investition zumuten:

• Massives wirtschaftliches Risiko durch zunehmende negative Strompreise,
• weitere Verschärfungen durch die kommend EEG-Reform, insbesondere Reduktion von Subventionen und Entschädigungszahlungen bei Abschaltung

Ist der Investor insolvent, sind nicht nur die erhofften Pachteinnahmen weg, am Ende haftet die Stadt für alle restlichen Folgekosten einschließlich des vollständigen Rückbaus.

Klimawirkung der Windkraftanlagen

Sie glauben, mit Windrädern das Klima zu verbessern. Das ist nach einer Studie der Harvard Universität nicht der Fall: Das „Ausbremsen“ der für das Klima elementar wichtigen Luftzirkulation, die Verwirbelung der Luftströmung und das Austrocknen der Luft hinter dem Windrad erwärmen die Atmosphäre stärker als die Reduktion des Treibhauseffekts durch Einsparung von Emissionen^{2 3}. Die Klimawirkung von Solaranlagen ist um einen Faktor 10 kleiner als von Windfarmen.

Diesen offenen Brief schicken wir Ihnen allen per Einschreiben, damit dokumentiert ist, dass Sie diese Informationen erhalten haben und später nicht behaupten können, Sie hätten davon nichts gewusst. Selbstverständlich stellen wir auch allen Bürgen, die wegen Schadensersatzforderungen gegen die Stadt klagen werden, dieses Dokument zur Verfügung. Die Schäden dieser Verwüstung werden für alle Zeiten mit Ihrem Namen verbunden sein.

Mit freundlichen Grüßen,

BI „Kein Windrad in Neckargemünd“, Dr. Joachim Dengler

Fußnoten

1 Deutlich erhöhte Inzidenz von Herzinsuffizienz und Rhythmusstörungen…

2 „Wind farms will cause more environmental impact than previously thought”

3 „Climate impact of wind power”

Es ist bekannt, dass die sogenannten „Erneuerbaren“, also Windkraft und Photovoltaik, nur zeitweise Energie liefern. Bei der Photovoltaik sind es in Deutschland im Schnitt 800-900 Volllaststunden im Jahr, bei der Onshore Windkraft zwischen 1800 und 2000 Volllaststunden, und bei Offshore Windkraft rund 3300-3500 Volllaststunden.  Das Jahr hat aber im Schnitt 8766 Stunden (8760, im Schaltjahr 8784), demzufolge benötigt man ein Vielfaches der sogenannten Nennleistung, um wenigstens im Durchschnitt die geforderte Energie zu liefern.

Kleiner Exkurs zum Problem des Netzausbaus

Damit wird aber bereits klar, warum die Energiewende ein notorisches Problem mit dem existierenden Stromnetz hat, obwohl es für die Bedarfsdeckung mit konventionellen Kraftwerken völlig ausreichend war und genügend Reservekapazität vorhanden war.  Bei Erzeugung mit Erneuerbaren muss das Netz, zumindest in Teilen, für die volle Nennleistung ausgebaut sein, der tatsächliche durchschnittliche Ertrag davon ist aber höchstens 20% davon, demnach müssen Teile des Netzes bis zu 5-fach überdimensioniert sein.  Sichtbar wird dieses Problem aktuell daran, dass es einen „Stau“ bei der Genehmigung von Batteriegroßspeichern gibt, denn für diese Speicher müssen ebenfalls „auf Verdacht“ große Netzkapazitäten vorgehalten werden, die nur für einen Bruchteil der Zeit dann tatsächlich genutzt werden.   

Diese massiven Probleme, die zwar im Prinzip lösbar sind, aber enorme Kosten nach sich ziehen, bestimmen im Moment einen Großteil der politischen Debatte. Es wird so getan, als ob mit dem Ausbau der Netze das Hauptproblem der Energiewende gelöst wäre. Das ist aber nicht der Fall.

Bei den folgenden Überlegungen werden alle genannten Netzprobleme als gelöst betrachtet. Wir tun so, als hätten wir ideale Netzbedingungen. Der Strom, der in der Nordsee erzeugt wird, steht hypothetisch uneingeschränkt in Berchtesgaden zur Verfügung. Batteriespeicher sollen unbegrenzt anschließbar sein.  

Um zu zeigen, dass das Konzept der Energiewende, volatile Energie mit Batteriespeichern zu  „glätten“, grundsätzliche Probleme hat, nehmen wir ideale Bedingungen an, um nicht im Vorfeld der eigentlichen Probleme hängen zu bleiben.  

Geplanter Ausbau der Energiewende bis Jahre 2030

Je nach Ausbau von Windkraftanlagen und Photovoltaik gibt es also Zeiten des Energiedefizits und Zeiten des Überschusses. Nach den Vorstellungen der Planer der Energiewende soll durch zügigen Ausbau von Photovoltaik und Windkraft bis 2030 der Großteil des elektrischen Energiebedarfs durch Erneuerbare gedeckt werden. Das soll laut der Studie „Klimaneutrales Deutschland 2045“, die der Energiewende zugrunde liegt[1], durch den Ausbau von Photovoltaik und Windkraft so erfolgen:

• Installierte Leistung Photovoltaik 198 GW (2023: 76 GW)
• Installierte Leistung Wind On-shore 93 GW (2023: 59 GW)
• Installierte Leistung Wind Offshore: 27 GW (2023: 8 GW)

Die gesamte geplante installierte Gesamtleistung ist demnach 318 GW. Es wird weiterhin angenommen, dass die Gesamtjahreslast von 458 TWh im Jahre 2023 auf 656 TWh im Jahre 2030 ansteigt. Diese Last wird bei den verwendeten Prozentwerten als Referenz verwendet.

Simulation des 2030 Energiewende Szenarios[2]

Was bedeutet nun dieser Ausbau für die deutsche Stromversorgung im Jahre 2030?  Um diese und andere Fragen zu beantworten, haben Dr. Björn Peters und ich eine Studie durchgeführt, in der die Ausbauszenarien der Energiewende einem Realitätscheck unterworfen wurden[3]: Wir haben die reale, viertelstündliche  Energieerzeugung von Photovoltaik, Wind On-shore und Wind Offshore aus den Jahren 2023 oder wahlweise 2024 mit den jeweiligen Ausbaufaktoren auf das Jahr 2030 hochgerechnet, ebenso die hochgerechnete Verbrauchslast des ausgewählten Referenzjahres. In den Rechnungen hier wird der Datensatz von 2023 verwendet.   

 Weiterhin wurde die 2023 erzeugte Energie aus Wasserkraft unverändert übernommen, was einem Jahresertrag von 19 TWh entspricht (3% der Jahreslast). Die Energieerzeugung aus Biomasse wurde als konstant 7 GW angenommen (9% der Jahreslast), was eine leichte angenommene Steigerung der aktuellen durchschnittlichen 5,4 GW bedeutet

Da in dieser Untersuchung die optimalen Möglichkeiten für die Batteriespeicherung ausgelotet werden sollen, beschränkt sich hypothetisch und idealisierend die nicht regelbare Grundlast auf rein erneuerbare Quellen wie Wasserkraft und Biomasse. Auf regelbare Backupkraftwerke kann beim Ausbau 2030 nicht verzichtet werden. Um fürs ganze Jahr einen Überschuss zu garantieren, sind 8 GW an regelbarer Kraftwerksleistung vorgesehen. Damit wird allerdings weitgehend auf die sogenannte Momentanreserve, die eine Voraussetzung der Netzstabilität ist, verzichtet.  
Mit dieser extrem optimistischen Konstellation werden 66% der Jahreslast durch direkte Nutzung von Windkraft und Photovoltaik abgedeckt. Zusammen mit Wasserkraft und Biomasse sind es 78%.  Die Backupkraftwerke kommen in der Verarbeitungsreihenfolge des Szenarios vor den Batteriespeichern, deren Einsatz ist daher unabhängig von der Speichergröße. Die Backupkraftwerke erzeugen dabei dann 5% der Jahreslast.  Diese Reihenfolge verbessert die Chancen auf das Gelingen des Szenarios.

Eine weitere regelbare Reserve ist durch die möglichen Stromimporte gegeben. Diese werden mit maximal 5 GW als etwa doppelt so hoch wie die tatsächlichen Stromimporte im Jahre 2024 angenommen. Ebenso wird ein jederzeit möglicher Stromexport von 5 GW angenommen. In der gegebenen Konstellation tragen die Importe dann 3% zur Abdeckung der Gesamtlast bei. Sowohl der maximale Import als auch der maximale Export können im Simulationsprogramm[4] beliebig verändert werden.

Unter diesen Voraussetzungen wird untersucht, inwieweit eine Versorgung Deutschlands durch Erneuerbare und Batteriespeichern möglich ist. Mit diesen Bedingungen müssen noch 14% der Gesamtlast aus Batteriepeichern erbracht werden.  Es werden sehr optimistische Annahmen getroffen:

• Die Kosten für Batteriespeicher werden mit 200 €/kWh Speicher angenommen, inklusive Betrieb, Wartung und Profit. Das ist sehr viel weniger als die heute üblichen 400-600 €/kWh bei Großspeichern,
• der Speicherwirkungsgrad wird mit 80% angenommen. Das ist höchstwahrscheinlich viel zu optimistisch angesichts des notwendigen Aufwandes für Kühlung bei Großspeichern,
• die erwartete Lebensdauer von Batterien beträgt 10 Jahre. Das entspricht der von den Herstellern gewährten Garantie.

Zunächst wird in Abb. 1 der Überschuss-/Defizitverlauf des ganzen Jahres gezeigt. Dieser ergibt sich, indem zu jeder Viertelstunde die Energienachfrage vom Energieangebot abgezogen wird. Das Energieangebot besteht aus Wind- und Solarenergie sowie den weiteren erneuerbaren Energien, Wasserkraft und Biomasse.
Anfangs wird nur die aktuell verfügbare Pumpspeicherkapazität von etwa 40 GWh für die Speicherung genutzt

Die blaue Kurve zeigt die Überschüsse und Defizite, bevor Speicherung und variable Backupkraftwerke und Stromimporte eingesetzt werden. In der Bilanz überwiegen vor dem Speicher- und Backupprozess, d.h. in der blauen Kurve die Defizite, insgesamt 22% des Gesamtverbrauchs, während die Überschüsse initial 17% des Gesamtverbrauchs ausmachen.

Der darauf angewandte Prozess beinhaltet (in dieser Reihenfolge) Backupkraftwerke, Import, Speichern und Export. 

Abb. 1: Jahresverlauf der volatilen Stromerzeugung (blau) und nach Speicherung mit Pumpspeicher(rot)

Die rote Kurve beschreibt die Diskrepanz nach diesem Prozess.  Es wird idealisierend angenommen, dass die Backupkraftwerke sehr schnell, d.h. innerhalb einer Viertelstunde auf Anforderungsänderungen reagieren können. Das ist in Wirklichkeit nicht generell möglich. 

Die graue Linie zeigt die maximal mögliche Regelleistung der Backup-Kraftwerke und der Stromimporte. Dies ist mit den gewählten Backup- und Importwerten 8+5 GW = 13 GW.

Zur besseren Veranschaulichung wird in Abb 2. der Monat September ausgewählt und vergrößert dargestellt:

Abb. 2: Verlauf der volatilen Stromerzeugung (blau) und nach Speicherung mit Pumpspeicher im  Monat September. 

In Abb. 3 wird der Ladezustand des (Pump-)Speichers gezeigt:

Abb. 3: Ladezustand des Pumpspeichers im Verlauf des Monats September

Am 1. Tag ist der Speicher leer, und es gibt ein Stromdefizit, das nicht durch den Prozess mit Speicher, Backup und Import ausgeglichen werden kann.  Bis zum 11. Tag wird der Speicher zwar täglich fast gefüllt, aber es reicht trotzdem nicht, die Last zu decken.  Erst ab dem 18. wird der Bedarf für 3 Tage gedeckt. Der Export von 5 GW sorgt dafür, dass die rote Kurve etwas unter der blauen Kurve liegt und maximal 5 GW ins Ausland abfließen können.

Über das Jahr bleiben durch die Speicherung von den ursprünglich 17% Überschuss noch 14%. Das Defizit sinkt von ursprünglich 22% auf 13%. Dieser große Sprung kommt nicht allein vom Speicher, sondern durch den Einsatz von Backupkraftwerken und Stromimport. Jedenfalls ist nach dem Prozess der Überschuss größer als das Defizit, eine gute Voraussetzung für den Einsatz von Batteriespeichern.   

Mit dem minimalen Speicherausbau der existierenden Pumpspeicherkraftwerke können also weder die Überschüsse gespeichert noch die Zeiten des Defizits ausgeglichen werden.

Einsatz von Batteriespeichern

Batterien – das ist der aktuelle Hype, der die Probleme lösen soll, die uns die volatilen Erneuerbaren bereiten. Der Plan ist, die Überschüsse, die aktuell zu Negativpreisen führen, zu speichern, um sie dann nachts oder bei Flaute zur Verfügung zu haben. Wenn es zu Diskussionen über die Probleme der Volatilität kommt, ist die einhellige Antwort, dass dies alles durch große Batteriespeicher gelöst wird. 

Der offizielle Plan ist, 2030 Batteriespeicher mit einer Kapazität von 300 GWh im Einsatz zu haben, zusätzlich zu den existierenden 40 GWh Pumpspeichern. Dazu in Abb. 4 das Diagramm der volatilen Erzeugung.  

Abb. 4: Verlauf der volatilen Stromerzeugung (blau) und nach Speicherung mit 300 GWh Batteriespeicher (rot) im Monat September

Dazu in Abb. 5 der Füllstand der Batteriespeicher (ohne Pumpspeicher)

Abb. 5: Füllstand des Batteriespeichers mit 300 GWh Kapazität im Monat September.

Das Ergebnis der drastischen Vergrößerung des Speichers ist etwas enttäuschend. Die meisten Tage, an denen ohne die Batteriespeicher Stromdefizite waren, haben jetzt immer noch Stromdefizite, wenn auch geringfügig kleinere. Immerhin gibt es nach der Speicherung nur noch an 4 Tagen Überschüsse. Der größere Speicher kann sich naturgemäß nur dort verbessernd auswirken, wo der bisherige Pumpspeicher an seine Kapazitätsgrenzen geraten war, also am 18.-24. Tag, am 24. und am Monatsende. Insgesamt reduziert sich das Stromdefizit des ganzen Jahres auf 10%, also rund 66 TWh. Der volatile Jahresüberschuss ist immer noch bei 11% (73 TWh), der durch Abregelung entsorgt werden muss.    

Dass es sich hier nicht um ein Problem eines besonders „schlechten“ Monats handelt, wird bei der Wahl eines anderen Monats erkennbar, z.B. des Dezembers.  Ausgehend von einem leeren Batteriespeicher gibt es erstmal 8 Tage Stromdefizit, die folgenden Überschusstage füllen den Speicher bereits am ersten Tag. Die Überschüsse der nächsten Überschusstage können daher nicht mehr gespeichert werden, und am 11. Tag wird der Speicherinhalt verbraucht, und der Speicher ist wieder für einige Tage leer.    Ab dem 16. Tag ist dann gelingt dann die Stromversorgung für den Rest des Monats.

Abb. 6: Verlauf der volatilen Stromerzeugung (blau) und nach Speicherung mit 300 GWh Batteriespeicher (rot) im Monat Dezember

Abb. 7: Füllstand des Batteriespeichers mit 300 GWh Kapazität im Monat September.

Zu bedenken ist, dass dieser Speicherausbau mit 300 GWh sich bereits mit zusätzlichen 1 ct/kWh im durchschnittlichen Strompreis auswirkt, wenn die Speicherkosten auf den Gesamtverbrauch umgelegt werden. Wenn nur der tatsächlich der Batterie entnommene Strom betrachtet wird, sind die zusätzlichen Kosten für die Speicherung 33 ct/kWh.   Dieser Preis ist extrem knapp gerechnet, es wird von 200 €/kWh Batteriespeicher bei einer Lebensdauer von 10 Jahren inklusive Gebäude, Betriebs- und Wartungskosten ausgegangen. Das sind reine Einkaufspreise bzw. Selbstkosten. Heutige Großspeicher werden mit 400-800 €/kWh kalkuliert.

Hypothetischer weiterer Ausbau des Batteriespeichers

Wie verändert sich das Bild bei weiterem Speicherausbau? Die im Folgenden behandelten Szenarien sind rein hypothetisch, sie sind in dieser Form weder realistisch noch werden sie von der Regierung so geplant. Sie dienen hier einzig und allein dazu, um zu zeigen, wie groß die Speicherkapazität sein muss, um die Energiewende einigermaßen sicherzustellen. Und dass der bislang geplante Speicherausbau an der Problematik der Volatilität völlig vorbeigeht. Die grundsätzlichen Überlegungen, insbesondere die zu erwartende Speicherkapazität, gelten auch für andere hier nicht diskutierte Speichertechnologien wie z.B. Speicherung mit Wasserstoff. 

Die nächste Simulation wird mit 1 TWh Batteriespeicher gerechnet. Das ernüchternde Ergebnis ist, dass sich das Defizit nach dem Prozess lediglich auf 8% der Jahreslast reduziert, auch der Überschuss ist 8% der Jahreslast.
Nach Abb. 8  läuft der Speicher im Jahresverlauf oft voll und läuft auch immer wieder ganz leer.

Abb. 8: Füllstand des Batteriespeichers mit 1 TWh Kapazität im Jahresverlauf.

Die Batteriespeicherumlage bei den Stromkosten würde unter diesen Voraussetzungen bereits auf 3 ct/kWh anwachsen, der gespeicherte Strom allein würde 58 ct/kWh kosten.   Der Preis pro kWh steigt deswegen so stark an, weil die gespeicherte Energiemenge bei weitem nicht in dem gleichen Maß zunimmt wie die Speicherkapazität.  Zusätzlicher Speicher nützt nur dann etwas, wenn der bisherige Speicher an Kapazitätsgrenzen stößt.    

Beim Ausbau auf 10 TWh gibt es immer noch ein Defizit von 2%, also 13 TWh, dafür steigt die

Abb. 9: Füllstand des Batteriespeichers mit 10 TWh Kapazität im Jahresverlauf.

Speicherumlage auf 30 ct/kWh. Abb. 9 zeigt den Jahresverlauf des Speicherfüllstandes.  Der Speicher läuft nur noch zweimal im Jahr ganz voll, aber wird noch häufig ganz leer.

Erst bei 30 TWh Speicher läuft, wie in Abb. 10 zu sehen ist, der Speicher nicht mehr leer, mit einer Speicherkostenumlage von 90ct/kWh: 

Abb. 10: Füllstand des Batteriespeichers mit 30 TWh Kapazität im Jahresverlauf.

Dieses Ergebnis gilt allerdings nur unter den Bedingungen des Jahres 2023. Wind und Sonne können sich bekanntlich von Jahr zu Jahr sehr verändern, daher ist das Gelingen dieses Szenarios keineswegs eine Garantie, dass es in anderen Jahren auch gelingen wird. 

Aus den Randbedingungen des Szenarios ergibt sich, dass

• 66% der Last durch direkte Verarbeitung der volatilen erneuerbaren Energien geliefert wird,
• 12% der Last von Wasserkraft und Biomasse geliefert wird,
• 8% der Last von Backupkraftwerken und Importen geliefert wird.

Die restlichen 14% müssen durch Speicher aus den Überschüssen gewonnen werden.

In der folgenden Tabelle sind die Ergebnisse der Speicher-Simulationen zusammengefasst. Die Spalte Kosten weist die Kosten für jede tatsächlich gelieferte Kilowattstunde aus, bei der Kostenumlage werden die Batteriekosten auf die gesamte Jahreslast umgelegt, also auch auf den Stromanteil aus allen anderen Stromquellen, die nichts mit dem Speicher zu tun haben.

 
Der CO₂-Fußabdruck der Batteriespeicherung wird so berechnet: Bei der Herstellung einer Batterie fallen 75 kg CO₂ pro kWh Batteriekapazität an[5]. Bei der angenommenen Lebensdauer von 10 Jahren[6] sind das 7500 t/GWh pro Jahr.  Dies wird mit der Batteriekapazität multipliziert und durch die pro Jahr der Batterie entnommene Energiemenge geteilt (analog zu den Kosten).

Speicher (GWh)	Ertragsanteil (% der Last)	Überschuss (%)	Defizit (%)	Kosten (ct/kWh)	Kostenumlage (ct/kWh)	CO2 Fußabdruck (g/kWh)
40	1	14	13	0,0	0,0	0
140	3	12	11	20	0,3	75
340	4	11	10	33	0,9	125
1040	6	8	8	58	3,0	218
10040	12	1	2	274	30,0	1027
30040	14	0	0	712	90,0	2668

Das Ergebnis ist, dass mit dem von der Regierung geplanten Ausbau der Batteriespeicher (300 GWh Batteriespeicher, 40 GWh Pumpspeicher) nur 4% der Gesamtlast, also 29% der Strom-Deckungslücke geliefert werden können. Selbst bei einer Verdreifachung der Batteriekapazität auf — schwer vorstellbare — 1 TWh ist es mit 6% der Gesamtlast weniger als die Hälfte der übers ganze Jahr inhomogen verteilte fehlenden Energie. 

Eine Dimensionierung über 1 TWh Kapazität kommt weder aus Kostengründen noch aus Gründen der CO₂ Bilanz in Frage, zumal man für den photovoltaischen Anteil  der Energie auch noch rund 150 g/kWh an CO₂ Ausstoß rechnen muss.  Zum Vergleich: Ein Gaskraftwerk stößt 400-500 g/kWh an CO₂ aus.

In unserer Publikation haben wir die saisonale Speicherung der letzten 10% mit Gasspeichern simuliert, also Herstellung von Wasserstoff mit Elektrolyse, Speicherung des Wasserstoffs in Gaskavernen, und bei Bedarf Wiedergewinnung von Strom mit Gaskraftwerken oder Gasmotoren. Diese Option betrifft aber noch nicht das Jahr 2030, sie wird in einem weiteren Beitrag behandelt. 

Für das Jahr 2030 bedeutet dies, dass die restlichen 10%, also 66 GWh, durch konventionelle Kraftwerke erbracht werden müssen. Rein rechnerisch könnte diese Energie mit 8 GW Kraftwerksleistung (im Dauerbetrieb) erbracht werden. Nun ist es leider nicht so, dass man diese Leistung nach Belieben über das Jahr verteilen kann. Sie muss jeweils punktgenau in den Leistungslücken der Erneuerbaren geliefert werden.    

Das Diagramm Abb. 11 zeigt die Verteilung der angeforderten Leistung. Es werden bis zu 60 GW simultan zusätzlich benötigt, wenn auch nur für wenige Stunden im Jahr.  Für Kraftwerksbetreiber ist die Anforderung, 60 GW Leistung vorzuhalten, für weniger als 300 Stunden im Jahr, ein Albtraum. Niemand wird freiwillig in solche Kraftwerke mit einer Auslastung von weniger als 3,5% investieren.

Abb. 11: Restbedarf an Stunden zusätzlicher Kraftwerksleistung 

Fazit – Batterien lösen das Problem volatiler Energie in Deutschland nicht

Nach diesen Überlegungen wird transparent, dass mit vertretbarem Aufwand im besten Fall 4-6% der benötigten elektrischen Energie durch Batteriespeicher bereitgestellt werden können. Bei 300 GWh Batteriespeicherausbau bedeutet das 6 Mrd. € jährliche Kosten allein für den Batteriespeicher, um damit gerade mal 4% des Strombedarfs, also 18 TWh,  zu decken. Der aus den Batterien kommende Strom kostet demnach 33 ct/kWh zusätzlich zu den eigentlichen Erzeugungskosten. Ein Batteriespeicherausbau darüber hinaus verbietet sich nicht nur durch die immensen Kosten (für jede 100 GWh 2 Mrd. €), sondern auch durch die steigenden CO₂-Belastungen bei der Herstellung solch großer Speicher. 

Bei einem Speicherausbau von 300 GWh kann jedoch auf kein einziges Backup-Kraftwerk verzichtet werden. Backup-Kraftwerke müssen die volle Netzlast abfangen können.

Dabei sind 2 wesentliche Problemfelder noch gar nicht angesprochen worden, nämlich den zusätzlichen Netzausbau, den Batteriespeicher nach sich ziehen. Der Grund, warum aktuell sehr viele Anträge zum Bau von Batteriespeichern nicht genehmigt werden, ist nämlich der, dass für jeden großen Batteriespeicher auch entsprechend große Netzkapazitäten zur Verfügung gestellt werden müssen. Da nicht vorhersehbar ist, wann genau ein Batteriespeicher Strom speichert oder abgibt, müssen entsprechende Kapazitäten „auf Verdacht“ bereitgestellt werden. 

Ein weiteres Problemfeld ist die Momentanreserve, die bislang ausschließlich von den rotierenden Massen der konventionellen Kraftwerke bereitgestellt wird. Seit dem Blackout in Spanien wird dort sorgfältig darauf geachtet, dass nicht mehr als 65% des Stroms mit Erneuerbaren erzeugt wird[7].

Das in diesem Artikel beschriebene Szenario nimmt darauf keine Rücksicht, um das maximal mögliche Potenzial von Erneuerbaren und Batteriespeicherung auszuloten. Für eine realistische, mit Momentanreserve abgesicherte Stromversorgung sind wegen der notwendigen Momentanreserve die zu erwartenden Erträge aus Erneuerbaren und Batteriespeichern geringer als hier beschrieben, und die abzuregelnden Überschüsse sind größer.

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[1] https://www.agora-energiewende.de/fileadmin/Projekte/2023/2023-30_DE_KNDE_Update/A-EW_344_Klimaneutrales_Deutschland_WEB.pdf

[2] Das Szenario ist ähnlich dem des Interviews https://www.youtube.com/watch?v=HgR6HHQIqtM, weicht aber in Kleinigkeiten davon ab

[3] J. Dengler und B. Peters, Implications of Battery and Gas Storage for Germany’s National Energy Management with Increasing Volatile Energy Sources (2025):  https://www.mdpi.com/2071-1050/17/12/5295

[4]https://www.cortima.com/energiewende/energytransition.html?scenarioSelect=2030&controlledRe=0&sourcefileSelect=2023

[5] Globally regional life cycle analysis of automotive lithium-ion nickel manganese cobalt batteries, Nature, 2019: https://link.springer.com/article/10.1007/s11027-019-09869-2

[6] https://bydbatterybox.com/uploads/downloads/bydbatteryboxpremiumhvlimitedwarrantygermanydev10-5e999139e16f3.pdf

[7] Ermittelbar mit https://transparency.entsoe.eu/generation/r2/actualGenerationPerProductionType/show (Land Spanien auswählen, Datum im Sommer wählen, Chart)

Hintergrund und Vorgeschichte

Einführung
Am 28. April 2025, um 12:33 Uhr, erlebte Spanien einen massiven Stromausfall, der das gesamte Stromnetz der Iberischen Halbinsel lahmlegte. Dieser Blackout, der als eines der schwerwiegendsten Ereignisse in der jüngeren Geschichte des Landes gilt, hatte seine Wurzeln in einer Kombination aus technischen, wirtschaftlichen und politischen Faktoren, die sich über Monate und Jahre entwickelten. Dieser Bericht analysiert die zeitliche Abfolge, die Ursachen und die Konsequenzen des Ausfalls basierend auf den bereitgestellten Daten.

Vorgeschichte und Warnsignale
Bereits im Frühjahr 2024 zeigten sich erste Anzeichen von Instabilität im spanischen Stromnetz. Nach Jahren sinkender Stromerzeugungspreise für Wind- und Solarenergie sanken diese auf negative Day-Ahead-Preise, was darauf hinwies, dass die Marktdynamik nicht mehr ausreichte, um die Erzeugung rentabel zu halten. Trotz Subventionsmaßnahmen wurde die Drosselung erneuerbarer Energien zunehmend notwendig, was die „Flitterwochen für erneuerbare Energien“ beendete[1]. Studien wie die der Organisation „Ökologischer Wandel“, prognostizierten, dass die Wahrscheinlichkeit eines Blackouts im Jahr 2025 fünfmal höher sei als 2021[2]. Der Mutterkonzern Red Eléctrica, Redeia, wies zwei Monate vor dem Ereignis auf die Risiken hin, die durch den Ausbau erneuerbarer Energien und den Rückgang konventioneller Kraftwerke (Kohle, Gas, Kernkraft) entstanden. Besonders die geringere Systemträgheit und die Unfähigkeit, sich an Störungen anzupassen, wurden als kritische Faktoren genannt[3].

Entwicklung in den Tagen vor dem Blackout
Sechs Tage vor dem Ausfall, am 22. und 24. April, berichtete Red Eléctrica von ungewöhnlichen Kombinationen von Störungen, die das Netz destabilisierten. Am 22. April um 19:00 Uhr führte eine plötzliche Richtungsänderung des Stromaustauschs mit Portugal (von Export zu Import) sowie eine Reduzierung der Photovoltaikproduktion durch schlechte Wetterbedingungen zu Spannungsschwankungen[4]. Ähnliche Probleme traten am 24. April um 18:00 Uhr auf, als ein rascher Anstieg der Photovoltaikproduktion und Exports nach Frankreich die Leitungen überlastete[5]. Diese Ereignisse deuteten auf eine wachsende Verwundbarkeit des Netzes hin, die durch die hohe Abhängigkeit von erneuerbaren Energien verstärkt wurde.

Verlauf des Blackouts und Folgen

Ablauf des Blackouts am 28. April 2025
Der eigentliche Zusammenbruch begann um 12:33 Uhr, als das Netz ein erstes „Ereignis“ erlitt, vermutlich ein Verlust erneuerbarer Erzeugung, möglicherweise solarbasierter Anlagen im Südwesten Spaniens. Innerhalb von Millisekunden stabilisierte sich das System kurzzeitig, doch 1,5 Sekunden später folgte ein zweites Ereignis, das die Instabilität verschärfte[6]. Etwa 3,5 Sekunden nach dem ersten Ereignis brachen die Verbindungen nach Frankreich zusammen, was den Stromfluss von etwa 2,5 GW unterbrach[7]. Der Frequenzabfall erreichte schließlich 49,25 Hz bei einer Rate of Change of Frequency (RoCoF) von -0,8 Hz/S, was zum vollständigen Netzversagen führte[8]. Der Verlust von 15 GW Solarenergie und der anschließende Ausfall konventioneller Kraftwerke (z. B. Kernkraftwerke, wie der automatische Abschalt des Reaktors in Golfech um 12:34 Uhr) trugen zum Kollaps bei[9].

Ursachen und technische Details
Die Hauptursache war ein Überangebot an erneuerbarer Energie, das die Nachfrage überstieg, was zu Frequenzabweichungen führte. Schutzrelais schalteten Teile des Netzes ab, und die geringe Momentanreserve (z. B. 26,54 % um 12:30 Uhr nur in Spanien) sowie der gleichzeitige Ausfall von Kraftwerken wie Omledilla (130 MW) und UF Sabinar (193 MW) verschärften die Krise[10]. Die hohe asynchrone Erzeugung (über 70 % in den Wochen zuvor) und die Abhängigkeit von instabilen Verbindungen (z. B. nach Frankreich) machten das System anfällig für kaskadierende Ausfälle[11].

Nachwirkungen und Maßnahmen
Nach dem Blackout aktivierte Spanien Gasenergie, um das Netz zu stabilisieren, und drosselte erneuerbare Energien vorübergehend[12]. Die Wiederherstellung der Versorgung war ein langwieriger Prozess, der einen ganzen Tag dauerte. Der Vorfall hat die Debatte über den Ausbau erneuerbarer Energien und die Notwendigkeit robusterer Netzinfrastrukturen angeheizt.

Fazit
Der Blackout vom 28. April 2025 war das Ergebnis kumulativer Warnsignale, die ignoriert wurden, kombiniert mit technischen Schwächen im Umgang mit erneuerbaren Energien. Eine verbesserte Netzstabilität, höhere Reserven und eine balancierte Energiemix-Strategie sind zwingend erforderlich, um zukünftige Krisen zu verhindern. Konkret muss zu jedem Zeitpunkt sichergestellt sein, dass die Momentanreserve mindestens 40 %, besser 50 % der Last ist. Solange noch keine zuverlässigen netzbildenden Wechselrichter im Einsatz sind, sind damit dem weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien klare Grenzen gesetzt.

Erstellt am 08. Mai 2025 basierend auf den bereitgestellten Daten von Stefan Spiegelsperger (Youtube Outdoor Chiemgau):  https://www.youtube.com/watch?v=ty483srwuNU  und https://klima-fakten.net/wp-content/uploads/2025/05/Spanien-Blackout-Timeline-28.04.2025-12-33-Uhr.xlsx
Die Aussagen zur Momentanreserve sind aus den Day-Ahead Daten der Energy-Charts berechnet. Diese Quellen dürfen aus urheberrechtlichen Gründen nicht veröffentlicht werden.

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[1]Montelnews, „The Iberian Blackout: Ambition vs. Inertia“, https://montelnews.com/news/b230abfb-a11e-415e-910d-f1a190e0a590

[2] Okdiario, „Sánchez conocía el riesgo de apagon“, https://okdiario.com/espana/sanchez-conocia-riesgo-apagon-transicion-ecologica-aviso-que-era-5-veces-mayor-que-2021-14687783

[3] El País, „La matriz de Red Eléctrica alertó hace dos meses del riesgo de desconexiones severas“, https://elpais.com/economia/2025-04-29/la-matriz-de-red-electrica-alerto-hace-dos-meses-del-riesgo-de-desconexiones-severas-por-el-aumento-de-las-renovables.html

[4] La Sexta, „Red Eléctrica reconoció en informe que seis días antes del apagon“, https://www.lasexta.com/noticias/nacional/red-electrica-reconocio-informe-que-seis-dias-antes-apagon-sistema-sufrio-combinacion-incidencias-que-nunca-habian-coincidido_20250505681885af319ae75da4c0b359.html

[5] Ebenda

[6] https://pbs.twimg.com/media/Gp7b2JUXEAAFimQ?format=jpg

[7] Ebenda

[8] Fraunhofer, „Energy-Charts_Talks_47_Apagon.pdf“, https://www.energy-charts.info/energy-charts_talks/Energy-Charts_Talks_47_Apagon.pdf

[9] EDF, „Actualité de l’unité de production n°1“, https://www.edf.fr/la-centrale-nucleaire-de-golfech/les-actualites-de-la-centrale-nucleaire-de-golfech/actualite-de-l-unite-de-production-ndeg1?utm_source=chatgpt.com

[10] Bild Spain Grid Failure, https://www.saurugg.net/2025/blog/stromversorgung/grossflaechiger-stromausfall-auf-der-iberischen-halbinsel-am-28-april-2025; Montelnews, „La generación cayó en España 19 segundos antes del apagon“, https://montelnews.com/es/news/0fa10545-ccbe-4182-bc45-5a1d301cbcc8

[11] Montelnews, „The Iberian Blackout: Ambition vs. Inertia“, https://montelnews.com/news/b230abfb-a11e-415e-910d-f1a190e0a590

[12] Montelnews, „España corta renovable y activa gas para asegurar la red“, https://montelnews.com/es/news/61b7a85c-f2d5-4ea3-89a7-a4a56e8357e3

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Energiewende für einen 4-Personen Haushalt

Die Energiewende geht von der Zielvorstellung aus, dass der komplette Energiebedarf durch Wind- und Sonnenergie gedeckt werden soll. Beide Energiearten zeichnen sich dadurch aus, dass sie

1. volatil sind, d.h. nicht die ganze Zeit verfügbar sind,
2. dass sie keine hohe Energiedichte haben, d.h. viel (Boden-)Fläche beanspruchen

Ziel dieser Untersuchung ist, an dem eingeschränkten konkreten Beispiel der Basisenergieversorgung eines beispielhaften 4-Personen Haushalt in Form von

• Elektrizität
• Warmwasser
• Heizung

zu ermitteln, wie groß der Flächenbedarf für eine Vollversorgung mittels Photovoltaik ist, ohne Energiesubventionierung durch Backup von Kohle-, Gas- oder Kernkraftwerken.

Annahmen zum Verbrauch und Energiespeicherung

Beim Verbrauch wird von folgenden Annahmen ausgegangen:

• Der direkte Stromverbrauch beträgt im Jahr 4000 kWh.
• Der Aufwand zum Aufheizen des Warmwassers beträgt effektiv 3000 kWh, durch die Verwendung einer Wärmepumpe wird ein reduzierter Verbrauch von 1000 kWh erwartet. Der Verbrauch wird zu allen Jahreszeiten als gleich angenommen.
• Bei der Heizung wird es komplizierter, weil diese stark von der Bauweise des Hauses abhängt. Stand heute dürfte die sinnvollste Annahme die eines durchschnittlich alten Hauses (Baujahr 2002) mit 140 $m^2$ Wohnfläche sein, mit einem Wärmeenergiebedarf von $100 kWh/m^2$ = 14.000 kWh. Davon können 3000 kWh für Warmwasser abgezogen werden.

Energieerzeugung, Speicherung mit Batterien und Wasserstoff

Batteriespeicher für Tag/Nacht-Ausgleich
Für die kurzfristige Speicherung photovoltaischen Stroms, d.h. zur Überbrückung der Tag-/Nachtvolatilität werden Batteriespeicher angenommen, was zu einer 75% Strom-Autarkie im Jahresdurchschnitt führt. Von diesen 75% stammt die Hälfte direkt und damit verlustlos von der Photovoltaik, die andere Hälfte, also 37,5% kommen vom Batteriespeicher unter der optimistischen Annahme von 10% Verlust. Die restlichen 25% müssen aus gespeicherten Wasserstoff generiert werden. Der Batteriespeicher ist so bemessen, dass er etwa die Kapazität des halben durchschnittlichen Tagesbedarfs hat, im Beispiel also 6 kWh.

Brennstoffzelle und Wärmepumpe für die Heizung
Da die Heizung im überwiegend sonnenarmen Winter erfolgt, kann allenfalls 1/3, also etwa 3500 kWh durch die direkte Umwandlung von PV-Strom mit einer Wärmepumpe gewonnen werden. Der Rest von 7500 kWh erfolgt durch Speicherung von Wasserstoff und Rückumwandlung in Elektrizität und Wärme. Die Kennzahlen dazu sind exemplarisch der Spezifikation der Panasonic Brennstoffzelle entnommen. Diese 5 KW Brennstoffzelle hat einen elektrischen Wirkungsgrad von 56% und einen thermischen Wirkungsgrad von 39%, also fallen pro kWh Wasserstoff 0,56 kWh Strom und 0,39 kWh verwertbare Wärme an. Erfolgt die Heizung mit einer Wärmepumpe, dann wird der Stromanteil um den COP-Faktor „aufgewertet“. Um eine realistische Bewertung abzugeben, verwende ich einen konservativen COP-Faktor von 3. Je nach individuellen Gegebenheiten kann dieser bis maximal 5 sein. Der effektive Heizwert des Wasserstoffs ist dann pro erzeugte kWh $0,56 kWh\cdot 3 + 0,39 kWh = 2,07 kWh $, also etwas mehr als das doppelte des theoretischen Brennwerts, maximal bei einem COP-Faktor von 5 sind es 3,19 kWh.

Elektrolyse für die Wasserstoff-Erzeugung
Bei der Elektrolyse wird einen Wirkungsgrad von 62,5% angenommen, gemäß des Datenblatts des Enapter Elektrolyseurs, der z.B. in der Komplettlösung PICEA Anwendung findet. Die Wärme des Elektrolyseurs kann ggf. zur Warmwasserbereitung mitverwendet werden, da sie aber überwiegend in der warmen Jahreszeit anfällt, wird sie hier nicht berücksichtigt. 1 kWh primäre PV Energie erzeugt demnach 0,625 kWh Wasserstoff (und etwa 0,33 kWh nicht speicherbare Wärme), bei Nutzung einer Brennstoffzelle und Wärmepumpe also 1,29 (maximal 2) kWh Heizwärme und 0,35 kWh nutzbare elektrische Energie.

Flächenbedarf

Zur Berechnung der notwendigen Kollektorfläche wird der Gesamtverbrauch aufgeteilt:

1. Stromnutzung direkt vom Modul oder dem Batteriespeicher mit einem mittleren Wirkungsgrad von 95%, für elektrische Verbraucher, Warmwasser und Heizung in der Übergangszeit:
   $ (5000\cdot 0,75 + \frac{3500}{3})\cdot \frac{100}{95} kWh = 5175 kWh $
2. Stromerzeugung aus gespeichertem Wasserstoff bei einem Gesamtwirkungsgrad von 35%, für elektrische Verbraucher und Warmwasser (die Abwärme der Brennstoffzelle wird als Wärmequelle für die Wärmepumpe im Winter verwendet):
   $(5000\cdot 0,25)\cdot \frac{100}{35} kWh = 3571 kWh $
3. Heizwärme aus gespeichertem Wasserstoff bei einem Gesamtwirkungsgrad von 129%:
   $7500\cdot \frac{100}{129} kWh = 5814 kWh $

Daraus ergibt sich ein Gesamtbedarf von primärer PV-Energie von 14.560 kWh im Jahr, also eine Durchschnittsleistung von 1661 Watt. Das entspricht bei dem in Deutschland mittleren Ertrag von 10,6% der installierten Maximalleistung einer installierten Leistung von 15,7 kW_p, also 39 Module zu je 400 W_p mit einer Gesamtmodulfläche von 67 qm. Bei Abweichungen von der optimalen Südausrichtung steigt die Anzahl der notwendigen Module.
Unter der Voraussetzung der Nutzung einer Wärmepumpe wird zusätzlich noch Gartenfläche für den sog. Wärmekollektor benötigt, ungefähr 40qm pro KW Heizleistung. Bei 11 KW Heizleistung müssen also 440 qm Garten aufgegraben und mit einem Wärmekollektor bestückt werden. Die Bepflanzung auf dieser Fläche ist stark eingeschränkt.

Die von der Photovoltaik beanspruchte effektive Bodenfläche ergibt sich unter der Annahme von durchschnittlich etwa 10,5 W/qm Bodenfläche. Dieser Wert ist deswegen deutlich niedriger als die Leistung pro Modulfläche, weil die Module in der Regel schräg gestellt sind, und somit etwa die doppelte Modulfläche verschatten. PV-Module, die in die gleiche Richtung ausgerichtet sind, können im Mittel nicht dichter aufgestellt werden. Diese Bodenfläche wird implizit auch bei Dachmontage beansprucht, sie überlappt sich dann aber mit der Grundfläche des Gebäudes. Bei der Modellrechnung ergibt sich also eine Mindestbedarf von 158 qm Bodenfläche, um den Energiebedarf für Strom, Warmwasser und Heizung eines durchschnittlichen 4 Personen-Einfamilienhauses zu decken. Diese Fläche ist für jeden Haushalt notwendig, daher ist die reine PV-basierte Lösung für Mehrfamilienhäuser, wo der einzelnen Familie weniger nutzbare Fläche zur Verfügung steht, unrealistisch. Von Stadthäusern und gemieteten Wohnungen ganz zu schweigen. Eine dort auf dem Dach installierte Anlage kann allenfalls einen Teil des Bedarfs abdecken. Die besten Voraussetzungen hat ein Einfamilienhaus mit großem Grundstück, dessen Qualität durch die installierte Wärmepumpe deutlich eingeschränkt wird.

Potential von Brennholz

Bestandserhaltend geerntetes Brennholz ist eine nachhaltige Energiequelle, kann also ebenfalls als künftiger Energieträger berücksichtigt werden. Eine Überschlagsrechnung zeigt das Potential von Brennholz als Beitrag zum Heizen von Wohngebäuden:

Deutschland hat eine Waldfläche von 11,7 Millionen ha und (Stand 31.12.2021) eine Einwohnerzahl von 82,3 Millionen. Das ist ein rechnerischer Anteil von 0,137 ha Waldfläche pro Einwohner.
Der bestandserhaltende Holzertrag ist etwa 12 Festmeter bzw. 22 Raummeter pro ha und Jahr. Die tatsächliche durchschnittliche Holzverwendung für Brennholz in privaten Haushalten war im Schnitt der letzten 15 Jahre etwa 30 Millionen Festmeter pro Jahr. Das entspricht einer Nutzung von 10 Raummeter pro ha im Jahr auf der Hälfte der verfügbaren Waldfläche. Soviel (d.h. 7-10 Raummeter) kann man bei naturverträglicher Brennholz-Nutzung erwarten. Da aber außer der privaten Nutzung nochmal etwa genauso viel in Kleinfeuerungsanlagen und Großfeuerungsanlagen verbrannt wird, muss davon ausgegangen werden, dass ein großer Teil unseres Brennholzes importiert und daher nicht nachhaltig verwendet wird, z.B. aus Rumänien stammt.
Der durchschnittliche Heizwert von Brennholz wird mit 1600 kWh/Raummeter geschätzt, was etwa 2900 kWh/Festmeter entspricht.

Würde die ganze Waldfläche systematisch nachhaltig bewirtschaftet und wird knapp die Hälfte als Brennholz verwendet, steht rechnerisch für jeden Einwohner pro Jahr die Heizenergie von
$ 0.137\cdot 10 \cdot 1600 kWh = 2192 kWh $
zur Verfügung. Für einen 4-Personen-Haushalt also 8768 kWh. Das entspricht ungefähr der o.g. Heizenergie aus gespeichertem Wasserstoff (7500 kWh). Optimistisch gesehen, kann also langfristig für den größten Teil der Bevölkerung statt Wasserstoff auch Holz zum nachhaltigen Heizen im Winter verwendet werden. Eine Verwendung in Kraftwerken wäre dann aber ausgeschlossen.

Die aktuelle für Privathaushalte verwendete Energiemenge aus Brennholz ist aber im Schnitt pro Person und Jahr nur
$ \frac{30 \cdot 2900}{82.3} kWh = 1057 kWh $,
was bei einem 4-Personen Haushalt 4288 kWh entspricht. Grenzen der weiteren Nutzung werden insbesondere auch durch den Naturschutz gesetzt. Weiterhin ist zu prüfen, ob dieses Brennholz tatsächlich aus nachhaltiger Nutzung der heimischen Wälder stammt oder ob es importiert ist.

Fazit

Als Fazit ist festzuhalten, dass das Ideal der Energiewende nur von einem Teil der Bevölkerung im eigenen Wohnbereich umgesetzt werden kann, den wohlhabenden Eigentümern eines Einfamilienhauses. Zu dem Aufwand an Dach- und Bodenfläche kommt noch der finanzielle Aufwand für die beschriebenen Geräte. Stand heute sind die Investitionskosten für ein solches autarkes System noch so teuer, dass in realistischen Amortisationszeiten von 10-20 Jahren allenfalls eine 75% Autarkie für die Stromgewinnung mit PV-Modulen und Batteriespeicher, und ggf. einer kleinen Wärmepumpe für die Warmwasserbereitung von März-Oktober mit Überschuss-PV-Strom sinnvoll ist.
Dabei entfallen die horrenden Kosten für die Wasserstoff-Elektrolyse und Lagerung, sowie die teure und große Gartenflächen erfordernde Installation einer Heizungs-Wärmepumpe, dem nach aktueller Gesetzgebung künftig verpflichtenden Standard für neu installierte Heizsysteme.
Die Abschätzung über die Verwendung von Holz als — bereits üblichem — Energieträger zum Heizen weist einen Weg, die unbezahlbar teuren Investitionen in Wasserstoff als Energieträger für Privathaushalte zu umgehen. Allerdings sind die Begrenzungen zu berücksichtigen, die durch die nachhaltige Nutzung der Wälder gesetzt sind.

In diesen Betrachtungen wurde weder der Energieaufwand für den Mobilität noch der für die industrielle Herstellung aller Gebrauchsgüter berücksichtigt. Eine neuere Studie hat verschiedene Szenarien der Energieversorgung der Schweiz mit erneuerbaren Energien durchgerechnet, wo der Verkehr mitberücksichtigt wird.
Auch eine Kostenanalyse steht noch aus, da von einigen Produkten die Endkundenpreise (noch) nicht bekannt sind und zu erwarten ist, dass die – aktuell prohibitiven – Preise für Elektrolyseure und Brennstoffzellen deutlich fallen werden.

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Um den Flächenverbrauch für photovoltaische Energiegewinnung realistisch abzuschätzen, gehen wir von den existierenden PV-Anlagen in Deutschland aus. Nach den Informationen des Fraunhofer Instituts wurden 2020 in Deutschland durchschnittlich 926 kWh pro installiertem kWp erzielt (50 TWh bei 54 GWp installierter Leistung), das sind durchschnittlich 10,5% der installierten PV-Leistung. Ein gängiges Modul mit 1,7 m² Fläche hat aktuell die Leistung 345-400 Wp. Pro m² Kollektorfläche ergibt sich demnach eine erwarteter Jahresertrag von 188-218 kWh. Verteilt auf die 8766 Stunden des Jahres ergibt sich also ein theoretischer Durchschnittsertrag von 21,4-24,9 $\frac{W}{m^2}$.

Diese Überlegungen beziehen sich auf die aktive Kollektorfläche. Die Landnutzungsfläche ist um mindestens einen Faktor 2 größer, weil die Kollektoren zur besseren Ausbeute schräg gestellt werden und demzufolge zur Vermeidung von Abschattung entsprechende Abstände bleiben müssen. Solange die Solarkollektoren auf Dächern montiert sind, spielen diese Überlegungen eine untergeordnete Rolle, aber bei Freilandanlagen entsteht auch bei Solaranlagen das Problem des Flächenverbrauchs. Demzufolge kann bei einer großflächigen Anlage in unseren Breitengraden höchstens von einem Durchschnittsertrag von 10,7-12,5 $\frac{W}{m^2}$ Bodenfläche ausgegangen werden.

An dem konkreten realen Solarparkprojekt in Werneuchen, Brandenburg, lassen sich diese Werte überprüfen:

Nach Herstellerangaben werden auf 164 ha 465 000 Module mit einer gesamten installierten Leistung von 187 MW gebaut (pro Modul 402 W installierte Leistung, also modernste Hochleistungsmodule). Ein Modul mit $1.7 m^2$ Fläche beansprucht demnach etwa $3.5 m^2$ Bodenfläche, etwas mehr als die doppelte Modulfläche. Der Boden-Flächenbedarf für 1kW installierte Leistung ist also $8.8 m^2$.
Nach der oben beschriebenen offiziellen Stastistik des Fraunhofer Instituts über die gesamte solare Stromproduktion in Deutschland ergibt sich ein erwarteter Ertrag von 926 kWh/Jahr für jedes installierte kW, das ist ein durchschnittlicher Ertrag (der aber nicht gleichmäßig verteilt anfällt) von etwa 106 Watt für jedes installierte kW. Um 1 kW mittlerer Dauerleistung zu erzeugen, müssen also 9.5 kW physisch installiert werden, mit einem Boden-Flächenbedarf von $83.6 m^2$. Für das volatile Äquivalent eines nicht-volatilen, grundlastfähigen AKW mit 1.5 GW Leistung werden demnach 125 $km^2$ Bodenfläche benötigt.

Lösung der Volatilität durch Speicherung

Die durchaus signifikanten Verluste der kurzfristigen (Tag/Nacht) Speicherung mit Batterien (etwa 10% bei max. 1 Tag Speicherung) sollen in dieser groben Betrachtung vernachlässig werden. Realistisch können bei mehrtägiger Speicherung aufgrund der Leckströme nur 60-75% der eingesetzten Energie wieder gewonnen werden. Für eine langfristige Energiespeicherung kommen Batterien aus Material- und Kostengründen ohnehin nicht in Frage.
Wenn ein Anteil der solar erzeugten Energie über einen längeren Zeitraum, also chemisch gespeichert werden muß, ist aufgrund der Wandlungsverluste nach Wasserstoff und ggf. Methan mit einem deutlich höheren „Primärverbrauch“ an Energie zu rechnen.
Vereinfachend gehe ich von der Annahme eines – für die Herstellung und Wieder-Verstromung von Methan realistischen – Wirkungsgrades von 25% aus, mit dem 1/4 der zu erzeugenden Energie über einen längeren Zeitraum gespeichert werden muß, während 3/4 der Jahresenergie direkt oder mit kurzfristiger Batteriespeicherung verbraucht wird. Dies führt in der Summe zum 1.75-fachen Primärverbrauch. Die zusätzlichen 75% sind der Preis für die „Grundlastfähigkeit“.

Demzufolge hat jedes kW an saisonbereinigter, grundlastfähiger Dauerleistung einen Boden-Flächenbedarf von $146 m^2$.

Das Äquivalent von einem grundlastfähigen AKW der Leistung 1.5 GW beansprucht demnach eine Landfläche von etwa $ 220 km^2$, oder 147 $km^2$ Landverbrauch für jedes GW grundlastfähiger PV-Energie.

Die aktuelle Planung der Energiewende sieht einen Ausbau der Solarenergiegewinnung mit einer gesamten installierten Leistung von 200 GW vor. Das bedeutet einen Gesamtflächenbedarf von 1760 $km^2$, etwa 0,5% der Gesamtfläche Deutschlands bzw. knapp 1% der landwirtschaftlichen Nutzfläche. Der durchschnittliche volatile Ertrag davon sind etwa 21 GW, bei Berücksichtung von kurz- und langfristiger Speicherung zum Ausgleich der Volatilität verbleiben noch 12 GW grundlastfähige Leistung, gerade mal 20% der aktuell benötigten elektrischen Energie von durchschnittlich 57 GW.

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Solarenergie ist im Winter unbrauchbar

Es gibt – teilweise prominente – Stimmen, im Winter mit photovoltaisch betriebenen Wärmepumpen zu heizen. Das ist eine völlig realitätsferne Illusion. Fakt ist, dass PV-Anlagen in unseren Breitengraden in den 4 Wintermonaten November-Februar so gut wie keine Leistung erbringen. Eine Anlage mit 6 KW installierter Leistung erbringt Ende Oktober kaum mehr als 3kWh am Tag, das entspricht dem Heizwert eines Braunkohlenbriketts.

Der Umstand, dass im Winter so wenig Sonnenenergie vorhanden ist, ist ja grade der Grund, dass es einen Winter gibt.

Eine Langzeitspeicherung mit Batterien ist unmöglich

Um den Strombedarf eines einzigen Haushaltes bei einem Tagesbedarf von 10 kWh während der Wintermonate zu decken, müßte der Bedarf von mindestens 4 Monaten über etwa 1/2 Jahr gespeichert werden, zusätzlich zum Tagesspeicher, der die Tag/Nacht-Volatilität ausgleicht. Das sind 120 Tage und demnach eine mindestens notwendige Gesamtspeicherkapazität von 1,2 MWh. Bei einem — sehr günstig angenommenen — Batteriepreis von 500 €/kWh sind das 600 000 € für den Batteriespeicher, bei einer Lebensdauer von 10 Jahren, von der Umweltbelastung und dem Platzbedarf für diese riesige Speichermenge ganz abgesehen. Das wären reine Batteriekosten von 60 000 € pro Winter – ausschließlich für den Strombedarf, ohne Heizung oder Mobilität.
Eine Studie zeigt am Beispiel der Versorgung eines Rechenzentrums, dass eine Langzeitspeicherung nur in chemischer Form, also z.B. Wasserstoff oder Methangas (Power-to-gas) erfolgen kann, bei der Energiespeicherung mit flüssigem Wasserstoff wäre der durchschnittliche Strompreis etwa 120 \$/MWh, bei einer hypothetischen Speichung mit Li-Ionen Batterien wäre er über 4000 \$/MWh.

Das Power-to-Gas Verfahren hat mit PV-Strom den gleichen CO₂ Fußabdruck wie fossiles Erdgas

Die Herstellung von Solar-Paneelen ist sehr energie-intensiv. Deren Herstellung erfolgt überwiegend mit fossilen Energiequellen. Ohne Berücksichtigung der Entsorgung der Solar-Paneele ist der CO2-Fußabdruck bei der Photovoltaik-Energiegewinnung etwa 132 $\frac{g}{kWh}$. Die Stromspeicherung mit dem Power-to-gas Verfahrens hat bekanntermaßen einen Wirkungsgrad von nur 25%. Das bedeutet, dass für die gespeicherte Energie die 4-fache Menge an elektrischer Energie erzeugt werden muß. Daher hat der über das power-to-gas Verfahren erzeugte Strom einen CO2 Fußabdruck von 528 $\frac{g}{kWh}$. Das ist etwa der gleiche Betrag an CO2, der beim Betrieb eines mit Erdgas betriebenen Kraftwerks. Demzufolge ist mit heutigen Solarzellen im Vergleich zu einem modernen Gaskraftwerk hinsichtlich von CO2 Emissionen nichts gewonnen.

Energiepflanzen und Biogas sind keine skalierbare Lösung

Betrachtet man den reinen Energieertrag pro Flächeneinheit bei dem über viele Jahrhunderte verwendeten wichtigsten nachhaltigen Brennstoff, dem Brennholz, so kommt man mit einer einfachen Rechnung zu dem Schluß, dass bei nachhaltiger Bewirtschaftung, also bei der maximal möglichen Entnahme von 10 $\frac{Fm}{ha\cdot Jahr}$ von den nachwachsenden 11,2 $\frac{Fm}{ha\cdot Jahr}$ und einem angenommenen durchschnittlichen Heizwert von 1800 $\frac{kWh}{Rm}$ (1 Fm = 1,4 Rm ) der Flächen-Energieertrag gerade mal $$\frac{10\cdot 1.4\cdot 1800}{8766} = 2.9 \frac{kW}{ha} = 0.29 \frac{W}{m^2} $$ beträgt.

Auch wenn man bei nachhaltiger Forstwirtschaft nicht wirklich von Landschaftsverbrauch sprechen kann, wollen wir diese Kenngröße ($\frac{km^2}{TWh/Jahr})$ im Sinne von benötigter Fläche zum Erzeugen einer bestimmten Energiemenge berechnen, um einen Bezug zu anderen Energiepflanzen herstellen zu können. $$ \frac{1}{10\cdot\1.4\cdot 1800} \frac{ha}{kWh/Jahr} = \frac{10^7}{25200}\frac{km^2}{TWh\cdot Jahr} \approx 400\frac{km^2}{TWh/Jahr} $$

Der reale durchschnittliche Holzeinschlag in Deutschland ist de facto nur die Hälfte der obigen Annahme, nämlich etwa 55 Mio Fm bei einer gesamten Waldfläche von 11 Mio ha (es gibt widersprüchliche Angaben, demnach wurden in den Jahren 2000-2012 durchschnittlich 76 Mio Fm/Jahr geerntet). Davon werden etwa 28 Mio Fm, also ungefähr die Hälfte als Brennholz verwendet (das Bundesministerium für Landwirtschaft verbreitet die wahrscheinlich falsche Information, es wären 68 Mio Fm). Das bedeutet, dass aktuell etwa $$ 28\cdot 10^6 Fm\cdot 1.4\frac{Rm}{Fm}\cdot 1800 \frac{kWh}{Rm\cdot Jahr} \approx 70 \frac{TWh}{Jahr} = 254 \frac{PJ}{Jahr} $$ an Energie aus landeseigenem Holz gewonnen werden. Aus dem Umstand, dass für den Endenergieverbrauch an Holz (für 2018) aber 743 PJ angegeben werden (für den Primärenergieverbrauch noch mehr), muß ich annehmen, dass wir das Doppelte unserer eigenen Brennholzproduktion aus dem Ausland importieren.

Selbst bei einer Steigerung der nachhaltigen energetischen Nutzung auf 2/3 der Waldfläche ist damit der in Deutschland maximal erreichbare Energieertrag (wegen der Nutzung weniger energiereichen Holzes wird der angenommene Heizwert auf 1500 $\frac{kWh}{Rm} $ gesenkt) $$ 11\cdot 10^6 ha \cdot\frac{2}{3}\cdot 10 \frac{Fm}{ha}\cdot 1.4\frac{Rm}{Fm}\cdot 1500\frac{kWh}{Rm} = 154 TWh/Jahr $$

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Um die einzelnen Komponenten der Energiewende zu bewerten, ist es notwendig, zunächst eine Definition der Ziele dieser Energiewende zu betrachten. Nur das gibt uns eine Referenz, anhand derer wir die einzelnen Maßnahmen bewerten können.
Das wesentliche Schlagwort ist die „Nachhaltigkeit“. Zum ersten Mal tauchte der Begriff „Nachhaltigkeit“ in der Forstwirtschaft auf. Das war im Jahr 1713. Heute steht Nachhaltigkeit für viel mehr. Ökologische, soziale und ökonomische Nachhaltigkeit gehören zusammen und beeinflussen sich gegenseitig.

Für eine angemessene Bewertung muß der etwas schwammige Begriff „Nachhaltigkeit“ formal sauber beschrieben werden, um nicht in die Gefahr der Beliebigkeit zu geraten. Das von dem Chemiker Michael Braungart und dem Architekten William McDonough eingeführte Konzept „Cradle to Cradle“ (siehe auch deren Buch) bewerten lassen.

Nach Cradle to Cradle findet die gesamte Wirtschaft in 2 Kreisläufen statt:

• Die Produkte im Biologischen Kreislauf müssen vollständig biologisch abbaubar sein und müssen verträglich mit den Kriterien der Ökologie, also Natur- und Landschaftsschutz. Dazu gehört insbesondere auch das gesundheitliche und seelische Wohlbefinden der Menschen.
• Der Technischen Kreislauf ist zweifellos die Grundlage von Lebensqualität und Wohlstand. Hier kommen auch Stoffe und Prozesse vor, vor denen der Biologische Kreislauf geschützt werden muß.

Beiden Kreisläufen ist konzeptionell gemeinsam, dass sie gemäß der Zielvorstellung geschlossen sind – es dürfen per Definition keine Abfälle zurückbleiben. Alles wird entweder wiederverwendet oder es wird in verträglicher Form dem Biologischen Kreislauf zurückgegeben. Viele Alltagsprozesse sowie Produktionsprozesse der Industrie und auch der Landwirtschaft entsprechen nicht diesem strengen Kriterium. Dabei ist zu unterscheiden:

• existierende Prozesse, Produkte und Einrichtungen, die aufgrund von Verträgen, Genehmigungen und gesetzlichen Regelungen Bestandsschutz und Investitionsschutzgarantien genießen. Dazu gehören z.B. existierende Wohngebäude, die entsprechend der erteilten Baugenehmigung gebaut wurden. Leichtfertige, politisch motivierte Verletzungen dieser Grundsätze führen in der Regel zu sehr teuren Schadensersatzklagen und zu gesellschaftlichem Unfrieden, so wie etwa bei der widerrechtlich verkürzten Laufzeit bereits genehmigter Kernkraftwerke im Jahre 2011.
• Anders ist es bei noch nicht umgesetzten, geplanten Prozessen, neuen Produkten und Einrichtungen. Bei diesen dürfen keine politisch motivierten faulen Kompromisse mit den Zielen der Nachhaltigkeit im Sinne der rückstandsfreien Kreislaufwirtschaft eingegangen eingegangen werden.

Bei der sogenannten Energiewende sind leider bislang die Kriterien der Nachhaltigkeit im Sinne einer Kreislaufwirtschaft kaum bis gar nicht berücksichtigt worden, weil eine einseitige Fokussierung auf Vermeidung von $CO_2$ alle anderen Nachhaltigkeitsprobleme verdrängte. Aufgrund des besseren Verständnisses atmosphärischer Prozesse (siehe auch hier) kann mit großer Sicherheit davon ausgegangen werden, dass es auch bei weiterer $CO_2$-Erzeugung nicht zu so dramatischen „Klimafolgen“ kommen wird, die rechtfertigen würden, alle anderen Anforderungen des Natur- und Landschaftsschutzes zu vernachlässigen – „…wir dürfen nicht zulassen, dass die Regenerativen Energien unsere Umwelt zerstören“ (siehe auch hier)

Größenordnung der Nutzung regenerativer Energie

Bei den folgenden Betrachtungen soll der Schwerpunkt auf Wind- und Solarenergie liegen, daher werden folgende zur nachhaltigen Energiegewinnung gerechneten Technologien nur kurz erwähnt – was nicht heißt, dass Nachhaltigkeitsbetrachtungen bei ihnen unwesentlich sind:

• Wasserkraft: In Deutschland sind im Wesentlichen alle zur Stromerzeugung wirtschaftlich sinnvoll nutzbaren Stauseen und Flüsse bereits genutzt und liefern etwa 20 TWh/Jahr. (3,6%)
• Bio-Treibstoffe: Bio-Treibstoffe bergen grundsätzlich das potentielle Problem des großen Flächenverbrauchs und -mißbrauchs, da der nachhaltige Ertrag von z.B. Holz auf 0,5 $\frac{W}{m^2}$ begrenzt ist (das entspricht einem jährlichen Holzertrag von 10 Raummeter/ha). Es spricht nichts gegen eine Nutzung von Brennholz im Rahmen der forstwirtschaftlich gesunden Nachhaltigkeitsgrenzen ( in Deutschland aktuell 60 Mio Festraummeter) Dazu kommt das Problem der Monokulturen beim Anbau von „Energiepflanzen“ und der gefährlichen Konkurrenz von profitablen Energiepflanzen und Nahrungsmitteln, was unweigerlich die Verteuerung von Nahrungsmitteln zur Folge hat.

Gesamtstromverbrauch: etwa 512 TWh (2019), davon per Windenergie: 125 TWh, per Solarenergie 54 TWh.

Die Webseite des Umweltbundesamtes zeigt die wesentlichen Anteile der sogenannten erneuerbaren Energieträger, gegliedert nach den Anteilen in den Sektoren Strom, Wärme und Verkehr:

Kritische Analyse der Energiewendemaßnahmen

Für eine wirklich zukunftsfähige Infrastruktur müssen die Maßnahmen der Energiewende daran gemessen werden, inwieweit sie dem Konzept der oben beschriebenen Kreislaufwirtschaft Genüge tun, also müssen bei jeder Maßnahme diese Aspekte überprüft werden:

• Erzeugung/Produktion
• Betrieb
• Entsorgung

Der Übersicht halber geschieht diese Überprüfung für jede der wichtigsten Komponenten der Energiewende. Bei jeder Komponente werden alle 3 Kriterien überprüft.

Photovoltaik

Erzeugung:

Es gibt sehr starkte Indizien, dass nach einer Studie, über die in der New York Times berichtet wird, die Solarzellen in China mit Zwangs- und Sklavenarbeit hergestellt werden. Das erklärt die sensationell niedrigen Preise chinesischer Solarzellen, die zur Geschäftsaufgabe fast aller einst erfolgreichen deutschen Hersteller von Solarzellen führten. Warum führen diese Menschenrechtsverletzungen nicht zum Boykott chinesischer Photovoltaik-Anlagen?

Der Einsatz sog. „seltener Erden“ erhöht bei Solarzellen die Lichtausbeute. Diese kommen überwiegend aus China, was unsere Abhängigkeit von China verstärkt.

Den Wirtschaftsstandort für die Produktion von Solarzellen hat Deutschland aufgegeben: Von 2011 bis 2015 sind über 80000 Arbeitsplätze in dieser Branche verloren gegangen. Ein Grund dafür ist, dass die für die notwendige Erzeugung von hochreinem Silizium sehr viel konventionelle elektrische Energie notwendig ist, was in Deutschland mit den weltweit höchsten Strompreisen zusehends teurer wird.
Darüber hinaus ist die notwendige Energie zur Herstellung ein signifikanter Bruchteil dessen , was jemals aus der Zelle an Energie gewonnen werden kann.
Die Bewertungen dazu gehen weit auseinander, am einen Ende der Bewertungs-Skala ist die Energiebilanz negativ, wenn die notwendige Zwischenspeicherung noch mit berücksichtigt wird, und am anderen Ende ein möglicher Energie-Erntefaktor von bis zu 9. In dieser Rechnung sind allerdings wesentliche Teile des Gesamtenergieverbrauchs wie Abbau der Rohstoffe, Transport, Installation und Kosten des Finanzierungskapitals nicht berücksichtigt worden. Eine Klärung der Frage der tatsächlichen Energieausbeute ist von entscheidender Bedeutung, falls das Ziel sein sollte, konventionelle Energiequellen zu reduzieren.

Der $CO_2$-Fußabdruck beträgt für die effizienten monokristallinen Zellen 50g (europäische Hersteller) bis 70 g (chinesische Produktion) pro erzeugter KWh. Diese Rechnung erscheint etwas vage, weil sie eine ungewisse geschätzte Lebensdauer mit einbezieht. Daher habe ich den $CO_2$-Fußabdruck genauer auf der Grundlage der tasächlich in Deutschland gewonnenen Energie berechnet, mit dem Ergebnis, dass er je nach Betrachtungsweise und Nutzungsform der solare $CO_2$-Fußabdruck zwischen 132 und 528 g pro kWh beträgt.

Betrieb:

Der Betrieb von Solaranlagen ist bislang in zweierlei Hinsicht parasitär, d.h. die Anlagen leben davon, dass es nukleare oder fossile Stromversorgung gibt:

• Zum einen sind sie von Anfang an bis heute stark subventioniert, die Nutzer konventionellen Stroms müssen mehr bezahlen, um den solar erzeugten Strom zu finanzieren,
• zum anderen wird solarer Strom nicht nachfrageorientiert erzeugt, sondern wann immer die Sonne grade scheint. Insbesondere an den Abenden, wo die Hauptlast der privaten Haushalte ist, fällt die solare Versorgung ganz aus. Im Winter ist die solare Stromerzeugung vernachlässigbar gering. Das bedeutet, dass solare Stromerzeugung zu 100% mit anderen Methoden der Stromerzeugung ersetzbar sein oder durch Speicherung gepuffert werden muß.

Das Kernproblem solarer Energiegewinnung ist die geringe Energiedichte: Im weltweiten räumlich und zeitlich gemittelten Schnitt erreichen durchschnittlich 161 Watt jeden qm Erdoberfläche, der Wirkungsgrad der Umsetzung von Licht in elektrischen Strom liegt bei 15-20%, was bei vollständiger Bedeckung einer größeren Fläche einer theoretischen elektrischen Durchschnittsleistung von $25-32 \frac{W}{m^2}$ entspricht – unter der unrealistischen Voraussetzung, dass Strom beliebig gespeichert werden kann. Durch Schrägstellen der Solarmodule und optimale Ausrichtung Richtung Äquator ist die Ausbeute pro Kollektorfläche etwas größer, was aber durch die Abstände der Solarmodule wieder kompensiert werden muß. Ein hochwertigs Solarmodul hat eine Spitzenleistung von etwa $205 \frac{W}{m^2}$ Kollektorfläche, die in unseren Breiten aber nur im Sommer bei unbewölktem Himmel in den Mittagsstunden erreicht wird. Bei Solarfarmen gilt für die Berechnung des Flächenbedarfs der Richtwert von etwa $6.8 \frac{W}{m^2}$ (4.1 Acre/(GWh/a)), in Sonderfällen maximal $10 \frac{W}{m^2}$ (2.8 Acre/(GWh/a))
Im Jahresdurchschnitt ist die durchschnittliche Leistung (in Deutschland) realistischerweise etwa 10.7% der installierten Leistung: Laut Fraunhofer Institut wurden 2020 50.000 GWh Strom solar erzeugt mit 53 GW installierter (Spitzen-)Leistung. Bei 8766 Std./Jahr wurden also pro Stunde im Schnitt 5.7 GW erzeugt, die Leistung von etwa 4 Kernkraftwerken. Das sind 10.7% der installierten Leistung. Demzufolge ist die reale durchschnittliche Leistung in Deutschland pro qm Kollektorfläche etwa 20 W, also unter dem oben genannten Erwartungswert.

Solange Solaranlagen auf Hausdächer begrenzt sind, fallen sie hinsichtlich Flächenverbrauch nicht wesentlich ins Gewicht. Bei dem geplanten massiven Ausbau (500 GW installierte Leistung bis 2050, also 10 fache installierte Leistung von heute ) ist zu erwarten, dass zunehmend auch auf Freiflächen Solaranlagen installiert werden, die dann entweder mit der Landwirtschaft oder mit dem Naturschutz konkurrieren. Eine optimistische Beispielrechnung für den amerikanischen Bundesstaat Ohio kommt zu dem Schluß, dass höchstens die Hälfte des notwendigen Strombedarfs durch Dachinstallationen gedeckt werden kann.

Bei großflächigen Installationen ist zudem die Auswirkung von Solarmodulen auf die Veränderung der Erd-Albedo zu berücksichtigen – Solarmodule sind schwarz und ihr Ziel ist es, möglichst viel Strahlung zu absorbieren -, die zu absehbaren problematischen Auswirkungen auf’s Klima führen.

Beispiele von Versiegelung von Landschaften durch Photovoltaik-Anlagen:

Den Landverbrauch von Solaranlagen kann man durch die erzielbare Energiedichte angeben. Infolge der optimierten Ausrichtung der Solarmodule können die Module nicht beliebig dicht aufgestellt werden, dies führt in der Regel zum 3-fachen Landverbrauch im Vergleich zur aktiven Kollektorfläche. Realistisch können also 6,8 W volatile Durchschnittsleistung pro $m^2$ erzielt werden, in Ausnahmefällen 10 W. Um im Durchschnitt ein Kraftwerk mit der Leistung 1 GW durch Photovoltaik zu ersetzen, wird also eine Landfläche von 147 $km^2$ benötigt, ein Quadrat mit der Seitenlänge von 12,1 km. Damit ist aber noch lange nicht das Kraftwerk ersetzt, denn der solare Strom ist volatil, und muß unter Leistungsverlust (z.B. mit flüssigem Wasserstoff) gespeichert werden, was den Flächenverbrauch nochmal vergrößert auf mindestens 176 $km^2$ pro GW elektrischer Leistung.

Berechnung des Energy Return of Energy invested

Folgende beiden einander widersprechende Publikationen müssen noch sorgfältig analysiert und bewertet werden:

Energy Return on Energy Invested (ERoEI) for photovoltaic solar systems in regions of moderate insolation

Energy Return on Energy Invested (ERoEI) for photovoltaic solar systems in regions of moderate insolation: A comprehensive response

Replik der ursprünglichen Autoren: https://www.sciencedirect.com/science/article/pii/S0301421517302914

Dazu noch grundsätzliche Überlegungen zur Berechnung des EROEI:

EROEI Calculations for Solar PV Are Misleading

Entsorgung/Recycling

Der Preis für’s Recycling beträgt aktuell etwa 15€ für ein Paneel, was das Recycling bei einem Neupreis von etwa 150€ wirtschaftlich unattraktiv macht.

Beschreibung der Problematik in Deutschland

Eine wissenschaftliche Abhandlung zum Recycling von PV-Anlagen…

Konzept für’s Recycling

Windkraftwerke

Erzeugung:

Seltene Erden (Neodym, Kobalt), Kinderarbeit, Einsatz konventioneller Energie, Balsa-Holz.

Der Einsatz konventioneller Energie beim Bau entspricht etwa 1 Jahr Laufzeit der Windanlage.

Einsatz von Balsaholz problematisch für Tropenwälder

Betrieb:

Flächenverbrauch, Vogelschredder, Gesundsheitsschäden

Staatlich gelenkte gezielte Verleumdung derjenigen, die sich z.B. aus Naturschutzgründen gegen den Ausbau von Windenergie in Wäldern oder anderen „umweltkritschen“ Gebieten einsetzen, wie in Kleine Staatskunde für Windkraftprofiteure.

Entsorgung:

Die Entsorgung der Windkraftanlagen, die eine nur sehr begrenzte Lebensdauer von etwa 20 Jahren haben, beginnt zu einem gigantischen Problem zu werden, denn die Bestandteile wie die Rotorblätter sind kaum recyclingfähig (siehe auch hier), was auch offizielle Stellen bestätigen.

14.000 Turbinen verrotten in den USA – jede Turbine – 1.671 Tonnen Material, darunter 1300 Tonnen Beton, 295 Tonnen Stahl, 48 Tonnen Eisen, 24 Tonnen Glasfaser, 4 Tonnen Kupfer, chinesische Seltenerdmetalle, 0,4 Tonnen Neodym und 0,065 Tonnen Dysprosium. 43 Millionen Tonnen Schaufelabfälle

Elektromobilität

Das zentrale Problem in Bezug auf die Umwelt ist die Speicherung der elektrischen Energie mittels Lithium-Ionen Batterien. Hierzu werden insbesondere große Mengen an Lithium, Kobalt, Nickel, Mangan und anderen Seltenen Erden benötigt. Probleme gibt es es in allen Phasen des „Lebenszyklus“, bei Erzeugung, Betrieb und Entsorgung.

Erzeugung:

Die als erstes ins Auge fallenden Probleme ist der immense Wasserverbrauch bei der Gewinnung von Lithium, dies ausgerechnet in einem Wüsten-Gebiet in Chile, wo Wasser außerordentlich knapp ist.

Ausgangspunkt sind die natürlichen unterirdischen Vorkommen einer Salzlösung mit 0.15% Lithiumgehalt, gemischt mit 2.5% Kaliumgehalt in einer Gegend, die zu den trockensten der Erde gehört und eine große Hitze herrscht.

Diese Salzlake wird aus 1.5-60m Tiefe in große Verdampfungsbecken geleitet. In der ersten Phase der Verdunstung, während eines Zeitraums von 6-9 Monaten, wird das Kaliumsalz ausgefällt. Nach Überleitung in eine zweite Gruppe von Verdunstungsteichen wird die Lösung aus 6% Lithiumgehalt angereichert.

Nach dieser Anreicherung wird die Lithiumcloridlösung abgepumpt und in Chemiefabriken transportiert, wo eine Umwandlung nach Lithiumhydroxid und Lithiumcarbonat erfolgt.

Kobalt aus dem Kongo

Das zweite bekannte Problem ist, dass der überwiegende Teil der Welt-Kobalt-Produktion in der Republik Kongo stattfindet, unter menschen-unwürdigen Bedingungen, insbesondere unter dem Einsatz von Kinderarbeit im großen Stil (sieh auch hier)

Die Doppelmoral des der „Energiewende“ zugrundeliegenden Klima-Alarmismus wird in dieser Karikatur gut ausgedrückt:

Wissenschaftliche Analyse des Resourcenverbrauchs

Der Umwelt-„Fußabdruck“ bei der Batterieherstellung läßt sich mit mehreren Kennzahlen beschreiben. Grundlage dabei ist ein Prozess-basiertes „Lifecycle Assessment Model“ (LCA) namens GREET (Greenhous gases, Regulated Emissions and Energy use in Transportation).

Die erste wichtige Größe ist der Energieeinsatz, der zur Herstellung notwendig ist:

Genau betrachtet ist die Energie-Skala dimensionslos, weil 1 J = 1 Ws ist, also 1 kWh = 3,6 MJ . 1200 MJ/kWh bedeutet, dass zur Herstellung einer Batterie mit 1 kWh Kapazität die Energie von etwa 333 vollständigen Ladezyklen notwendig ist. Die Angaben der Lebensdauer von Akkus gehen weit auseinander, sie werden auf 500- 3000 Ladezyklen geschätzt.

Die zweite wichtige Kennzahl ist der „$CO_2$-Fußabdruck“, also die Erzeugung von $CO_2$ pro kWh Batteriekapazität:

Die $CO_2$ Emissionen für die Herstellung einer 100 kWh Batterie (Tesla Model X) in einem Elektroauto (entspricht einer theoretischen 500 km Reichweite — ohne Heizung oder Klimaanlage — bei einem Verbrauch von 20 kWh/100 km) betragen demnach 7500 kg $CO_2$. Bei einem angenommenen Grenzwert von 100 $g CO_2 /km$ entspricht dies der Fahrleistung von 75.000 km eines schadstoffarmen Dieselfahrzeugs. Dabei ist noch nicht der $CO_2$ Fußabdruck der Stromerzeugung berücksichtigt.

Recycling von Li-Ionen Akkus

Betrieb:

Eine Umstellung auf Elektromobilität erfordert gigantische Maßnahmen der Umstellung der gesamten Infrastruktur:

• Stromversorgung von Millionen von Fahrzeugen ist für das aktuelle Stromnetz nicht vorgesehen
• Die „überschießenden Stromspitzen“ von Wind- und solarer Elektrizitätsproduktion, die durch Elektrolyse mit Hilfe von Wasserstoff gespeichert werden, reichen maximal für den Betrieb von 200.000 Fahrzeugen
• Alle bisherigen Erfahrungen haben gezeigt, dass bei winterlicher Kälte der Betrieb von batteriebetriebenen Fahrzeugen nicht mehr zuverlässig funktioniert, wie es sich 2020/21 bei den Berliner Verkehrsbetrieben gezeigt hat.

Entsorgung:

Von der EU wird bislang lediglich eine Recyclingrate von 45% der Lithium-Ionen Batterien gefordert. Es gibt jetzt Einrichtungen, in denen Li-Ionen Batterien zu 70% in ihre elementaren Bestandteile zerlegt werden. Das ist zwar ein Fortschritt gegenüber der

Schlußfolgerungen

Dies sind einfache Überschlagsrechnungen. Prof Sinn hat ist nach einer gründlichen Studie zu ähnlichen Schlußfolgerungen gekommen, nämlich dass der Ausstoß von E-Autos über die Gesamt-Lebensdauer betrachtet ähnlich groß ist wie von Verbrenner-betriebenen Fahrzeugen, genau genommen lassen die E-Autos nur „woanders verbrennen“. Berücksichtigt man allerdings den Umstand, dass sich durch Einführung der Elektromobilität im großen Umfang die Notwendigkeit ergibt, den zusätzlich benötigten Strom wieder durch Kohlekraftwerke zu erzeugen (aktuell gibt es keine andere Möglichkeit), dann ergibt sich daraus ein über 70% höherer $CO_2$ Ausstoss von Elektrofahrzeugen gegenüber Diesel-betriebenen.

Auf humorvolle Weise hat Dirk Maxeiner die für die Einführung der Elektromobilität notwendigen „Schönrechnungen“ auf den Punkt gebracht.

Der Vollständigkeit und der Fairness halber soll aber auch die andere Seite gehört werden.

Das Hauptproblem bleibt. Wir sind weit entfernt von einem geschlossenen Kreislauf, wie er vom Cradle-to-Cradle Prinzip gefordert wird. Die Richtlinien der EU fordern aktuell lediglich ein 50% Recylcling der Batterien. Dies kann durch die Komplexität der Bauweise dann so „getrickst“ werden, dass die Kernbestandteile, die Akku-Zellen, gar nicht recycled werden, weil dies immer noch sehr aufwendig und teuer ist.

Gebäudedämmung, Biotreibstoffe etc.

Diese Themen bergen ebenfalls Risiken bezüglich der Wiederverwendbarkeit und der schädlichen Einflüsse auf den ökologischen Kreislauf.

Sie werden in einer künftigen Erweiterung dieses Beitrags behandelt.

Dies ist eine Bearbeitung des Artikels: Cradle to Cradle oder: Die Industrie soll endlich mal!

Cradle to Cradle (C2C) steht im Gegensatz zum bisherigen End-Of-Pipe Ansatz, mit dem wir nur an den Symptomen herumdoktern. Statt wie beim Recycling am Ende eines Produktlebens zu schauen, welche Rohstoffe noch mühsam extrahiert und wiederverwendet werden können (ein erheblicher Teil wandert anschließend doch in die Müllverbrennung oder wird nur „downgecycelt“), stellt C2C die Produktentwicklung und die folgenden Fragen in den Fokus:

• Welche Materialien und Chemikalien habe ich verbaut? Sind sie positiv definiert? Kenne ich ihre Auswirkungen auf Mensch und Natur?
• Was passiert mit meinem Produkt nach der Nutzungsphase? Wie verhindere ich, dass es zu Abfall wird?
• Kann ich alle genutzten Materialien so verbauen, dass sie nachher sortenrein trenn- und wiederverwendbar (Technischer Kreislauf) oder kompostierbar (Biologischer Kreislauf) sind?
• Kann ich dem Produkt einen zusätzlichen positiven Nutzen hinzufügen?

Damit ist C2C eines der wenigen Nachhaltigkeitskonzepte, das sich an Unternehmen richtet und diese schon in der Produktentwicklung in „Verantwortung“ nimmt. Zusätzlich sollten wir als Gesellschaft das Konzept „Müll“ aus unseren Köpfen streichen, und alles als Nährstoff für Neues – für neue Produkte oder für die Natur – anfangen zu begreifen!

Negativbeispiele

Ein aktuelles Negativbeispiel, wie man es nicht machen sollte, sind die aktuell propagierten FFP2-Masken, die aus Polypropylen hergestellt sind, gesundheitlich höchst problematisch sind und nach einmaliger Verwendung weggeworfen werden, mit Folgen für die Umwelt, und viele davon enden in den Ozeanen. Es ist paradox, erst vor kurzem wurde ein Gesetz zum Verbot von Einwegplastik (Strohhalme und Wattestäbchen) erlassen, und jetzt wird nicht recylebares Einwegplastik in unvorstellbaren Mengen auf den Markt geworfen und staatlich subventioniert. Eine Heuchelei biblischer Dimension!

Bei der Umsetzung der Energiewende werden aufgrund von politischen Vorgaben zunehmend die zerstörerischen Eingriffe der Technik in die biologischen Kreisläufe ignoriert und heruntergespielt. Die verheerenden Folgen der Windkraftnutzung auf die naturnahe Umwelt erläutert der bekannte Biologe Dr. Wolfgang Epple.

Beispiele einer technischen Kreislaufwirtschaft

Wird Cradle to Cradle konsequent umgesetzt, können Produkte mit einen öko-effektiven Nutzen entstehen:

• So gibt es Teppiche, die nicht nur immer wieder in einem technischen Kreislauf zirkulieren können, sondern durch ihre spezielle Oberfläche aus Garn auch Feinstaub aus der Luft filtern können.
• Oder kompostierbare T-Shirts, deren Mikrofaserabrieb sich zersetzt und so nicht als Mikroplastik in den Meeren landet.
• Desweiteren wird an speziellen Eisverpackungen geforscht, die ihre Eigenschaften nur gekühlt behalten, sich jedoch in Wasser auflösen, sobald sie Zimmertemperatur erreichen.

Dabei geht es oftmals nicht nur um klassisches Ökodesign, sondern vielmehr auch um Qualität. C2C birgt das Potential, alle Dinge um uns herum nochmals mit der Brille der Kreislauffähigkeit und Öko-Effektivität auf den Prüfstand zu nehmen.

Neue Geschäftsmodelle

Zudem können komplett neue Geschäftsmodelle entstehen:

• Besagter Teppichhersteller etwa least seine Teppiche im Business-to-Business-Sektor für etwa 6 Jahre und nimmt sie danach zurück. Er stellt so sicher, dass er die Rohstoffe wieder nutzen kann. Und er muss die kompletten Entwicklungs- und Produktionskosten plus Gewinnmarge nicht mit einem einmaligen Verkauf einspielen, sondern kann dies über eine längere Zeitdauer mit mehreren Leasing-Verträgen realisieren.
• Beim Bau der Venlo City Hall in den Niederlanden wurden stattdessen die Baufirmen schon heute für einen geordneten Rückbau in 50 Jahren verpflichtet. Verbaute wertvolle Materialien, wie das Aluminium der Fensterprofile, werden als Investition angesehen, welche später gewinnbringend veräußert werden können. Der Rückbau wird also keinen Sondermüll verursachen, sondern zusätzliche Gewinne erzielen.

Cradle to Cradle läßt sich zusammenfassen zu:

• Abfall ist Nährstoff – für neue Produkte oder für die Natur
• Erst Ökoeffektivität und Qualität, dann Ökoeffizienz
• Circular Economy birgt Potential für Entkopplung von Wirtschaftswachstum und Ressourcenverbrauch – und für neue Geschäftsmodelle

Die zentrale Botschaft der C2C Denkschule lautet aber: Habe Mut, deinen eigenen positiven Fußabdruck zu hinterlassen.

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