Factors overlooked - the much higher capital requirements of renewables. Transmission lines for scattered renewables are far more extensive than when transmitting power from larger coal generation nodes. Renewables need back up storage and duplicated gas generators which duplicate generation capacity. All this needs a return on capital, much of it taxpayer guaranteed which means future costs are expensive too. I'm technology agnostic and would leave it to the engineers to come up with the most affordable and reliable grid using any technology available, including nuclear. Noting that nations with nuclear statistically have lower power prices than nations with more renewables, I ask - why not nuclear? Lift the ban.

Can someone explain these to me? I’ve been driving this car forever and still have no idea what they do 😭

9/6/26 Correction “Recursive Self Improvement” equals runaway AI intelligence. Ai/data centres are big and in other parts of the world Nuclear reactor are being built next to Data Centres. No trust in Little Miss Information, decisions or corrupt behaviours. I dare not call her a Witch. #springstreet #auspolitics #victoria #auspol #victoria2026 #datacentres #windfarm

It's incredible you can take any random photo of a street in Sydney or Melbourne, and there's not a single westerner in the photo

Science is about DOUBT. Unlike religion:). Science is the DUTY of doubt

Australian industry cannot get power at the price, scale or horizon it needs to remain globally competitive. Public sector must solve this. Great coverage of @ETU_national @McKellInstitute proposal to establish Sovereign Power in @FinancialReview #auspol afr.com/policy/energy-and-cl…

The core problem with the report is calling a resource "firm" and then defining reliability as an annual energy share. Firm means it's there when you need it, not that the average is high.

Brisante Daten: Dunkelflauten werden unterschätzt, weil Analysen schon kurze Wind- oder Solarspitzen als Ende einer Dunkelflaute werten. Uniper rechnet dagegen mit einem gleitenden 6-Stunden-Durchschnitt und kommt für 2016 bis 2025 auf 1435 Dunkelflauten über zehn Stunden, also im Mittel alle drei Tage; 2024 seien es nach dieser Methode 160 gewesen, die längste habe 127 Stunden gedauert. Die Energiewende verlangt also wetterunabhängige Kraftwerke, weil Batterien mit 2 bis 4 Stunden Laufzeit, selbst Großbatterien mit 10 Stunden, Flauten nicht überbrücken können, sofern die Batterien überhaupt bezahlbar sind. Von Daniel Wetzel: welt.de/wirtschaft/plus6a182…

3/ Also, “Av.Value $/MWh” is not “cost”. It is the average market value at the time the energy was generated or sold. Renewables have lower average value because they often generate when prices are low or negative. That is not the same thing as system cost.

Man darf niemals vergessen, dass parasitäre Gruppen erst dann mit dem Plündern aufhören, wenn ihr Wirt ausgesaugt ist.

Wenn im öffentlichen Diskurs die Physik des Stromnetzes eiskalt mit dem Internet verglichen wird, begeht man eine grandiosen kategorialen Fehler. Die Selbstsicherheit, mit der digitale Konzepte auf unerbittliche Thermodynamik angewendet werden... Datenpakete kann man puffern, komprimieren, verzögern und beliebig umleiten – schlimmstenfalls lädt ein Video eine Sekunde länger. Strom hingegen muss in exakt der Millisekunde verbraucht werden, in der er erzeugt wird, um die Netzfrequenz von 50 Hertz nicht kollabieren zu lassen. Ein "smartes" Netz zaubert in einer Dunkelflaute keine Energie herbei. "Smart" bedeutet in der industriellen Realität dann schlichtweg Mangelverwaltung: Das gezielte Abschalten von Verbrauchern. Ein Aluminiumwerk oder eine chemische Anlage lässt sich aber nicht wie ein Browser-Tab einfach "smart" pausieren.🦊

Batteriespeicher für eine Sommernacht – ein systemischer Vergleich von Stoffströmen, Materialbedarf und energetischem Return über 60–80 Jahre. Was würde es kosten, eine windstille Sommernacht in Deutschland mit Speichern zu überbrücken – und wie wirkt sich das über mehrere Jahrzehnte auf den Material- und Energieaufwand aus? Das Szenario: Typische Sommernacht ohne Wind (Daten: Electricity Maps Grid Review 2025): Nachtlast Minimum ca. 40,7 GW, Durchschnitt nachts ca. 40–45 GW. Solarproduktion = 0. Wind niedrig, für ca. 10 Stunden Überbrückung ergibt sich ein Bedarf von ca. 400–450 GWh. Mit Puffer für Roundtrip-Verluste und Reserve kommen wir auf rund 500 GWh installierte Speicherkapazität. Zum Vergleich: Die gesamte deutsche Batteriespeicherkapazität lag 2025/2026 bei ca. 25,5 GWh (Clean Energy Wire / BNetzA-Daten), davon etwa 80 % Heimspeicher, wir sprechen also vom ca. 20-fachen des aktuellen Bestands. Materialherkunft und Verarbeitung Abbau ist global verteilt (Australien, Chile, DR Kongo, Indonesien). Die entscheidende Konzentration liegt jedoch bei der Raffination zu battery-grade Materialien. China hält hier bei Lithium, Graphit und Kobalt Anteile von oft 60–90 % (IEA Critical Minerals Outlook, Benchmark Minerals, verschiedene Supply-Chain-Analysen 2024–2025). Materialbedarf für 500 GWh LFP-Speicher Basierend auf typischen LCA-Modellen (Argonne National Laboratory BatPaC / EverBatt sowie abgeleitete Studien): Pro kWh installierter Kapazität (Pack-Level, ca. Werte): Lithium: 0,12–0,18 kg → 60.000–90.000 t Graphit: 1,4–1,8 kg → 700.000–900.000 t Kupfer: 0,5–0,8 kg → 250.000–400.000 t Aluminium: 1,0–2,0 kg → 500.000–1.000.000 t Eisen (LFP-Kathode): 1,5–2,5 kg → 750.000–1.250.000 t Phosphor: 0,8–1,2 kg → 400.000–600.000 t Gesamt: ca. 3,5–4,5 Mio. t Material (Mittel ca. 4 Mio. t). Abfälle bei der Herstellung In der Zellproduktion liegt die Scrap-Rate (hauptsächlich Elektrodenabfälle) bei reifen Gigafactories bei 5–10 % (Gaines et al. 2023, Tracking Flows of End-of-Life Battery Materials; verschiedene Industrieberichte). Beim Hochlauf neuer Werke kann sie deutlich höher liegen, ein großer Teil dieser Manufacturing Scraps wird bereits heute recycelt. Größere Abfallströme entstehen jedoch beim Bergbau (Tailings) und bei der chemischen Raffination. Siehe mein Thread hierzu - insbesondere beim Kupfer: x.com/input_exit/status/2047… LFP-Recycling – Wirtschaftlichkeit Im Gegensatz zu NMC fehlen Nickel und Kobalt, wodurch der Wert der Black Mass niedriger ist. Dennoch wird LFP-Recycling mit steigenden Volumina und verbesserten Hydrometallurgie-Prozessen zunehmend wirtschaftlich (Studien u. a. in Sustainable Materials and Technologies, Journal of Cleaner Production 2024–2025). Der Haupterlös kommt aus der Lithium-Rückgewinnung, neuere Ansätze wie das Direktrecycling und die Verwertung von Eisenphosphat verbessern die Margen. Durch die EU-Batterieverordnung wird zusätzliche Nachfrage geschaffen. Lebensdauer-Vergleich Stationäre LFP-Speicher: realistische Lebensdauer 12–15 Jahre bei zyklischer Nutzung. Leichtwasserreaktor: Auslegung 60–80 Jahre. Über einen Zeitraum von 70 Jahren ergeben sich beim Speicher ca. 5 komplette Austauschzyklen. Kumulativer Materialverlust Bei einer effektiven Rückgewinnung von ca. 88–92 % pro Zyklus (Sammlung Recycling) liegt der Verlust bei ca. 8–12 %. Bei 5 Zyklen steigt der kumulative Primärmaterialbedarf auf ca. das 1,4- bis 1,6-fache der Erstmenge! (Das ist das, was verloren geht!) (eigene Berechnung auf Basis typischer Recycling-Effizienzen aus LCA-Studien). Bei 500 GWh entspricht das mehreren hunderttausend Tonnen zusätzlichem primärem Material über 70 Jahre. System-EROI – Einzelkomponenten PV (Europa): EROI typisch 10–25, Energy Payback Time in Deutschland ca. 1–1,5 Jahre (Fraunhofer ISE, verschiedene Meta-Analysen). LFP-Speicher: ESOEI ca. 25–35 (u. a. Kurland et al. 2019 und abgeleitete Studien). PV Speicher (einmalig): System-EROI oft 10–18. Damit liegt das PV Speicher-System leider unter dem typischen EROI von fossilbasierten Energiesystemen. Das wird dann schwierig beim Erhalt des Wohlstandes bei niedrigen Einkommen. (Siehe mein Erntefaktor-Thread) x.com/input_exit/status/2039… Vor allem der Umweg über den Wasserstoff drückt ihn noch weiter - wir reden hier beim Speicher immer nur von nur einer Sommernacht! Und das ohne großartige Elektrifizierung. Leichtwasserreaktor Typische EROI-Werte liegen bei 50–75 (World Nuclear Association; Weissbach et al. 2013 und Folgestudien). Einige optimistische Analysen liegen höher. Entscheidend sind der hohe Kapazitätsfaktor (~90 %) und die lange Lebensdauer bei einmaligem Bauaufwand. System-EROI über 70 Jahre PV LFP-Speicher mit 5 Speicherzyklen: Der kumulative System-EROI liegt tendenziell im Bereich 8–14. Gründe sind der wiederholte Energieaufwand für die Speicherherstellung, Roundtrip-Verluste (~8–12 %) und der niedrigere Kapazitätsfaktor der PV. Leichtwasserreaktor: System-EROI 50–75. Der Unterschied ergibt sich maßgeblich aus Lebensdauer und Kapazitätsfaktor. Studien, die Speicher explizit einbeziehen (z. B. Weissbach et al., System-EROI-Analysen von Sahin et al. 2024 und verwandte Arbeiten), zeigen konsistent, dass der energetische Return bei intermittierenden Quellen plus Speicher spürbar niedriger ausfällt als bei langlebigen, hochverfügbaren Technologien wie Kernkraft. Zusammenfassung der wichtigsten Zahlen 500 GWh Speicher → ca. 3,5–4,5 Mio. t Material. Über 70 Jahre (5 Zyklen) → kumulativer Primärbedarf ca. 1,4–1,6× höher. LFP-Recycling wird mit Volumen und Technik wirtschaftlich, bleibt aber anspruchsvoller als bei NMC. System-EROI PV Speicher (mehrere Zyklen): ca. 8–14. System-EROI Leichtwasserreaktor: ca. 50–75. Diese Zahlen sind keine pauschale Kritik an Batteriespeichern - ich baue sowas gelegentlich selbst als Hobby, nebenbei. Batteriespeicher haben ihre Bedeutung vor allem in Nischenbereichen gefunden und können bei Haushaltsüblichen Verbräuchen in Kleinanlagen in sonnigen Gegenden für hohe Autonomiegrade sorgen. In schwach erschlossenen Gegenden dürfte diese Lösung sogar in vielen Fällen günstiger sein aus der Aufbau von Netzstrukturen. Batteriespeicher können ebenfalls Regelleistung erbringen - doch ihr stofflicher Fußabdruck bleibt trotz aller Euphorie zu groß um jemals nennenswert Industrienationen dekarbonisieren zu können, jedenfalls nicht, wenn diese fernab des Sonnengürtels liegen. Möglicherweise verbessern zukünftige Verfahren den Materialverlust pro Zyklus noch - eine Materialschlacht bleibt es dennoch. Quellen u. a.: Electricity Maps (2025), Clean Energy Wire / BNetzA, Argonne BatPaC/EverBatt, Fraunhofer ISE, World Nuclear Association, Weissbach et al. (2013), Kurland et al. (2019), Gaines et al. (2023), IEA Critical Minerals Outlook sowie weitere LCA- und Recycling-Studien 2024–2026.

A gob full of false analogies. - Norway is almost entirely hydro, which is not an option for us. Unless you think Snowy 2 is saving the environment..the carbon generated to pay for this will far outweigh the benefits. - China is building “ageing, unreliable” coal stations by the dozen. Why is that? - Silicon is extremely carbon intensive to get to 6 9’s purity. - national dependence has increased with our high volume power users closing, despite the offer of huge renewable subsidies. - We need to drill more - we need nuclear - we need to use our coal - some solar is cost effective but grid level is prohibitively expensive by the time you clearly forests and build out the connectors and “subsidise the batteries” - electrification of cars makes sense from a national independence strategy. I agree a mixed strategy is optional, but blackout Bowen is targeting 80% renewables.

The problem isn't the availability of scientific research. It's the flood of people misinterpreting complex data with zero training and full confidence. Access to information is no longer the barrier. Understanding it is.

Mit Baukosten um 3 Mrd pro GW Kernkraftwerk wird China den Rest der Welt an die Wand nageln. 1 kwh Strom wird weniger als 2 ct kosten. Entweder wir wachen demnächst auf oder werden davon leben uns gegenseitig die Haare zu schneiden.

Wer einen Erzeuger zulässt, der ungeregelt und ohne Frequenzsicherung mehr als die Last von 83 Millionen Menschen für fünf Stunden ins Netz bläst und sich dann zu null verpisst, der muss ein restlos verantwortungsloser, technisch analbhabetischer Vollidiot sein. Grün ist die Farbe der Narren.