Was soll gespeichert werden? Ein paar kWh für die Nacht im EFH? (Habe schon Speicher gebaut, siehe Anhang) Das geht mit Batterien, ja. Den Fossilteil der Energiewende wegzuspeichern geht praktisch nicht, hier sind Batteriespeicher um Größenordnungen zu teuer - Größenordnungen! Beispiel: Eine Dunkelflaute Ende Dez. 2024 - VEE sind ausgefallen und die Lücke zur Deckung der Netzlast betrug 5,5 TWh. "Nur 5,5!!!" Ja - aber TWh. Jetzt rechnen wir einmal: 5,5 TWh = 5.500 GWh =5.500.000 MWh = 5.500.000.000 kWh Zum Vergleich - die vier Pylontech US5000 haben in Summe 19,2 kWh. 5.500.000.000 kWh/19,2 kWh = 286.458.333,3 Stück (!) von diesen Batteriestapeln wären notwendig um eine (!) Dunkelflaute zu überbrücken. "Aber es gibt doch auch Großspeicher!" Ja - unten ist einer zu sehen, im Lkr. Wunsiedel mit 200 MWh. Davon wären dann 27.500 (!) Stück notwendig. Wunsiedel kostete 110 Mio. €, bei 200 MWh macht das dann 550€/kWh. "Warum ist das so teuer - die Zellen kosten doch unter 100€/kWh?" Ja, die Zellpreise sind nur ein kleiner Teil des Ganzen. Das BatteriespeicherSYSTEM besteht aus mehreren Komponenten von denen die Meisten bereits technisch skaliert sind: -Netzanschluss (hier 110 kV) -Umspanner 110/20 kV -20 kV Verteilung mitsamt Schaltanlagen - Umspanner 20/0,4 kV -0,4 kV Verteilung -Wechselrichter/Inverter -Speichercontainer bestehend aus: -Batteriezellen (hier fand der Preisverfall statt!) -Batteriemodulen BMS -Temperierung/Klimatisierung -evtl. Brandmelde- Löscheinrichtung -Grundstück -Zufahrt -Umzäunung usw. Von diesen Dingen wird praktisch nichts mehr billiger - wenn diese Speicher großtechnisch mal bei 200€/kWh ankommen wäre viel gewonnen und dennoch nichts erreicht - die oben genannten 5,5 TWh sind viel zu wenig für die intersaisonale Speicherung. Ruhnau & Qvist gehen sogar von 55 TWh aus - dem Zehnfachen des oben genannten Beispiels, der Dunkelflaute vom Ende Dez. 2024. Selbst wenn Batteriespeicher nur die Zellpreise darstellen würden (50 €/kWh) wäre das für die intersaisonale Speicherung dann: 55 TWh = 55.000 GWh = 55.000.000 MWh = 55.000.000.000 kWh 55.000.000.000 kWh x 50 €/kWh = 2.750.000.000.000€ oder in Worten: Zwei Billionen siebenhundertfünfzig Milliarden - Zellpreis, wohlgemerkt. Technische Lebensdauer max. 20 Jahre. Pro Jahr dann zu erneuern (1/20tel): 137.500.000.000€ - bei einem Bundeshaushalt von 502,3 Mrd. € (2025) - absolut, absolut utopische Zahlen! Eine Langzeitspeicherung mittels Batterien ist daher nicht möglich! Bleibt nur der grüne Wasserstoff, doch der steckt nach einer 15 jährigen Erprobungsphase praktisch in den Kinderschuhen. Es findet sich kein Investor dafür Anlagen zu bauen die dann wetterstromabhängig zum max. 30% der Zeit funktionieren. Siehe das Scheitern fast aller H2-Projekte hier im Umfeld wie das an der Heide-Raffinerie wo mit Offshore-Windstrom (den EE-Anlagen mit dem höchsten Kapazitätsfaktor!) an einem günstigen Standort H2 hergestellt werden sollte. moz.de/lokales/schwedt/erdoe… Es mag sicherlich weitere Projekte geben wo das versucht wird und der ein oder andere Durchbruch erreicht werden kann - aber auch hier fehlt wieder das Ganze drumherum. Es benötigt dann eine komplette zweite Infrastruktur dafür - mit Elektrolyseuren, Kavernenspeichern, Pipelines mit Verdichtern Druckregelstationen und H2-fähigen Kraftwerken! Alleine ein Baulos an Kavernenspeichern benötigt rund ein Jahrzehnt in der Errichtung, es geht auch praktisch nicht schneller da diese aus entsprechenden Steinsalzformationen mittels Wasser herausgelöst werden - einmal das Ulmer Münster (vom Volumen her) durch eine Bohrung auflösen die so groß ist wie ein Kanalrohr einer Anwohnerstraße. Und beim gasförmigen speichern schlägt dann die Thermodynamik voll zu. Aus der allgemeinen Gasgleichung pV=mRT folgt: p = Druck V = Volumen m = Masse R = spezifische Gaskonstante (eigentlich RS, macht die Gleichen aber "unschön" T = Temperatur mit den Stoffdaten Erdgas R = 500 J/kgK (schwankt je nach Herkunft) Wasserstoff R = 4124 J/kgK Das volumetrische Speichervolumen in den Kavernen ist bedeutend größer beim Wasserstoff im Vergleich zum Erdgas - der Heizwert pro m³ liegt nur bei einem Drittel im Vergleich zu dem des Erdgases! Alleine die Errichtung der Speicherkavernen gleichzeitig bestehend zum Erdgassystem (brauchen wir ja für die Erdgaskraftwerke und den Rest!) dürfte locker 50 Jahre in Anspruch nehmen! Extremszenarien wie das Jahr ohne Sommer (1815) sind in den Langzeitspeicherbetrachtungen nicht enthalten! Bedingt durch den zweiten Hauptsatz der Thermodynamik bleibt der Prozesswirkungsgrad der Wasserstoffverstromung immer schlecht - er liegt bei 20 - 25%. Der Strom daraus kostet alleine schon physikalisch das 4 bis 5-fache der Einspeisevergütung - beim Transport per Derivat (Ammoniak) läge er beim 6-fachen der Gestehungskosten. Und da sind wir wieder beim Knackpunkt oben - diese Hürden sind für eine Gesellschaft nicht überwindbar, daher wird die Energiewende so auch nicht kopiert, kopiert im Sinne von der Adaption auf 100% VEE zu gehen. VEE werden daher nur als Brennstoffsparer angesehen - um damit tief zu dekarbonisieren wäre als Backup Geothermie (haben wir nicht) oder Wasserkraft im großen Umfang (haben wir auch nicht) notwendig. Die allgemein geringe Leistungs- bzw. Energiedichte der VEE und Batteriespeicher hat einen sehr hohen Materialbedarf zur Folge der dem Ganzen alleine durch die Verfügbarkeit von Kupfer, Grafit, Lithium usw. schon einen Strich durch die Rechnung zieht. Simon Michaux hat dies analysiert: (Estimation of the quantitiy of metals to phase out fossil fuels in a full system replacement, compared to mineral resources) Er hat hier die Welt auf dem Stand von 2018 analysiert mit der Annahme der Defossilisierung durch weitgehende Elektrifizierung: Erzeugungsprofil im Strombereich: KKW: 7,5% Hydro: 13,36% Wind: 38,33% Solar PV: 34,50% Solartherm.: 3,38% Geotherm.: 0,74% Biolog. Abfälle: 1,74% Pkw: 695 Mio mit dann 1.190 TWh Bedarf Speicherbedarf nach 4 Szenarien mit Batterien: 6 h 26 TWh Larson et al. 2021 48 h 226 TWh Steinke et al. 2012 28 d 2.878 TWh Droste-Frankre 2015 12 w 8.634 TWh Ruhnau & Qvist 2021 Die gelobten (und auch von mir gerne verwendeten) LFP-Zellen sind eigensicherer als NMC Zellen und kommen ohne Kobalt aus, benötigen aber 50% mehr Kupfer (geringere Energiedichte). Kupferbedarf (t) 6 h 52.983.535 48 h 466.255.110 28 d 5.934.155.945 (Mrd. t sic!) 12 w 17.802.467.835 Kuper-Reserven: 880Mt (Mio. t. sic!) Kupfer-Ressourcen: 2.100 Mt Grafitbedarf (t): 6 h 106.928.085 48 h 940.967.150 28 d 11.318.092.642 12 w 35.927.836.652 Grafit-Reserven: 290 Mt Grafit-Ressourcen: 800 Mt Wie viele Jahre des Abbaus bei aktueller Förderung (vgl. mit dem Jahr 2019) wären dazu notwendig? Kupfer: 6 h 11,7 48 h 28,8 28 d 254,8 12 w 745,2 (Siebenhundertfünfundvierzig Jahre sic!) Grafit: 6 h 96,2 48 h 401,7 28 d 4203,9 12 w 13220,7 (Dreizehntausendzweinhundertzwanzig Jahre sic!) Die Werte zeigen dass das völlig utopische Vorhaben die Volatilität von PV und WKA mittels Batterien zu kompensieren schlicht an ihrer geringen Energiedichte scheitern wird. Es ist alles eben ein Kompromiss - wo können Vorteile genutzt und Nachteile akzeptiert werden. Sorry, falls ich Leuten vor den Kopf stoße - aber als MINT'ler gebe ich in der Sache nicht nach, dazu ist das Thema zu wichtig als das es vom gesellschaftlichen Wunschdenken in falsche Richtungen gelenkt werden soll.

Hat etwas länger gedauert, sorry, aber heute sollte der Beitrag über das "Net Energy Cliff" fertig werden - muss noch die Quellen prüfen. 🙂 Der Starkregenschutz für einen Lichthof ist doch etwas umfangreicher als gedacht geworden - ein PE-Sumpf von ca. 260l für zwei sondengesteuerte Tauchmotorpumpen gegen den "Aquariumeffekt" bei Platzregen (Fenster steht ca. 30-40cm unter Wasser...🤪😵‍💫). Die Steuerung muss noch fertig verdrahtet werden... Dann schlägt Murphys-Gesetz zu - Gewitterzellen machen einen Bogen um den Lichthof...🤣

Bevor es mit den "Net Energy Cliff" weitergeht nochmals die Denkfehler und Mythen im Stromsystem: ======================================= Jahresproduktionsmengen oder Prozentangaben verschiedener Einspeiser können nicht als Bezug für die Versorgungssicherheit herhalten - diese bezieht sich auf die bedarfsgerechte Bereitstellung elektrischer Energie. Energie: Fähigkeit oder Möglichkeit eines Systems Arbeit zu verrichten. Leistung: Verrichtete Arbeit pro Zeitspanne Produktion => Bezug auf die Arbeit Versorgung => Bezug auf die Leistung ======================================= Mangellagen für die wetterabhängigen Erzeuger sind oft flächenmäßig sehr groß und übersteigen in der Ausdehnung die Transportlänge für die wirtschaftliche Übertragung von Elektrizität. ======================================= Die Kapazität der Grenzkuppelleitungen zum Austausch von Leistung zwischen den einzelnen Ländern ist begrenzt - sie auszubauen bedarf ebenfalls der Netzverstärkung im Landesinneren. Deutschland ist mit ca. 24 GW mit dem Ausland gekoppelt - bei einer Spitzenlast die bei ca. 80 GW liegt. ======================================= Speicher im Umfang von mehreren Tagen existieren nicht, die thermodynamischen Hürden sind hier sehr groß um solche Projekte zu verwirklichen. Eine Industrienation ist kein skaliertes Einfamilienhaus! (Siehe meine Speicherthreads) x.com/input_exit/status/2019… x.com/input_exit/status/2037… ======================================= Durch die fehlende Speichermöglichkeit ist die Energiewende damit ein permanentes Doppelsystem bestehend aus wetterabhängigen Erzeugern zum Einsparen von Brennstoff eines fossilen Kraftwerksystems welches so bemessen sein muss um Mangellagen vollständig abzudecken. Die Gestehungskosten von Photovoltaik und Windenergie enthalten diese Kosten für das Zweitsystem nicht! ======================================= Der zukünftige Mehrbedarf von vor allem bandlastähnlichen Verbrauchern wie KI und Wärmepumpen kann daher dann auch nicht primär durch wetterabhängige Quellen gedeckt werden. ======================================= Der sehr hohe Bedarf an Werkstoffen von PV und WKA bedingt durch ihre geringe Leistungsdichte erzeugt Probleme anderer Art die bei Verknappungseffekten welche die ganze Wirtschaftlichkeit dieses Ansatzes über den Haufen werfen. ======================================= Fazit: Das Dekarbonisieren wird, wenn es stattfinden soll, nur mit einem anderen Technikansatz vollzogen werden können. Als nächstes kommt das "Net Energy Cliff" welches auf den letzten Punkt eingeht.

Demnächst: Das "Net Energy Cliff" - ab welcher Kupfererzkonzentration sinkt der Erntefaktor (EROI) eines VEE-dominierten Systems soweit ab, dass das thermodynamische Kollabieren der Energiewende eingeleitet wird. Mehr VEE-Anlagen zur Energiegewinnung nützen dann nichts mehr da der aufzuwendende Bergbau (samt Prozessabläufen) die Nettogewinne förmlich verschlingt. Es ist die physikalische Schuldenfalle der Energiewende, sie würde sich vom Erzeuger zum Verbraucher transformieren. Die Mühlen des Schreckens: Heute liegt der Erzgehalt bei ca. 0,5% im Schnitt - für eine 1t Kupfer müssen 200t Erz bewegt werden. Bei nur noch 0,1% sind das dann schon 1000t Erz pro 1t Cu - mit hyperbolischem Anstieg beim Energieaufwand der Gewinnung (Fördern & Mahlen). #Energiewende #EROI #Kupfer #Nachhaltigkeit

Herzogenaurach - Adidas HQ

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.

Als nächstes: Die Stoffkreisläufe von Batteriespeichern.

Wer es demnächst noch wagt, Zahlen in Verbindung mit der #debilenEnergiewende zu bringen, der ist rechts! Nur der feste Glauben daran, wird uns in die strahlende Zukunft der #debilenEnergiewende bringen.

Was ist die Kurzschlussleistung? Die Kurzschlussleistung (MVA) gibt an, wieviel Strom im Fehlerfall an einer Stelle maximal einspeisen kann, ist sie hoch wird das Netz "steif", die Netzspannung bleibt beispielsweise beim Einschalten hoher Lasten recht nahe dem Nennwert. Ist sie niedrig fällt die Spannung stärker ab, das Netz wird im allgemeinen anfälliger für Störungen. Für die Spannungsqualität gibt es die Norm EN50160. Auf die Autowelt übersetzt: Hier entspräche die Kurzschlussleistung dem maximalen Kaltstartstrom. Auch eine gealterte Starterbatterie liefert geladen noch ihre 12,4 - 12,6V, doch sie schafft es nicht mehr durch den höheren Innenwiderstand einen hohen Strom bereitzustellen. Das Ergebnis hat jeder vielleicht schon einmal erlebt: youtube.com/watch?v=ZcH5ZbNq… Woher kommt jetzt die Kurzschlussleistung physikalisch? Ein klassischer, großer Synchrongenerator ist eine gewaltige elektrische Maschine mit einer massiven Kupferwicklung großen Querschnitts, der Widerstand - die elektrische "Bremse" - ist relativ klein. Gemäß dem Lenz'schen Gesetz wird der Magnetismus (der Rotor, das drehende Teil, ist ein Elektromagnet) augenblicklich, d.h. ohne Verzögerung bei einer Relativbewegung zwischen Magneten und Spule (Wicklung) zur Elektrizitätserzeugung genutzt. Da das Magnetfeld nicht gleich verschwinden kann, wird im Fehlerfall ein höherer Strom geliefert der unter anderem nur durch den Innenwiderstand des Generators begrenzt wird. Als mechanischer Speicher steht die Rotationsenergie des Läufers zur Verfügung - bei großen KKW oft über 850t die mit "Schleuderdrehzahl" (1.500 U/min) rotieren. Da die Maschine eine hohe thermische Trägheit besitzt, können Schutzmechanismen erst spät eingreifen. Bei einer Synchronmaschine beträgt der Kurzschlussstrom das 6 bis 15 fache des Nennstroms. Der Kurzschlussstrom ist wichtig für das Einhalten der Selektivität im Netzschutz, d.h. nur die mit dem Fehler beaufschlagten Elemente werden rasch vom Rest getrennt, nähert sich der Betriebsstrom dem Kurzschlussstrom sinkt die Detektierbarkeit dieser Fehler, es vergeht zu viel Zeit. Übergeordneter Schutz schaltet jetzt größere Bereiche ab. ========================================= Häufig wird jetzt nach "Grid forming" (Netzbildung) bei Wechselrichtern gerufen - doch die Physik der Halbleiter begrenzt hier den Kurzschlussstrom auf das 2 fache des Nennstroms. Das digitale Plagiat kann die Hardware der Elektromechanik nicht nachbilden - Grund: Die thermische Masse der Leistungshalbleiter ist recht bescheiden, die Schicht (Sperrschicht) ist sehr dünn und erreicht binnen Mikrosekunden die Grenze von 150 - 175°C. Die Kurzschlussleistung müsste dann in diesem Fall von rotierenden Phasenschiebern bereitgestellt werden, mechanisch "leer laufende" Synchronmaschinen welche diese benötigte Eigenschaft physikalisch nachbilden, doch das Ganze hat einen kleinen Preis: Der Standby-Verbrauch liegt bei ca. 0,7 - 1% der Nennleistung, soll noch Blindleistung zur Verfügung gestellt werden kann der Wert auch auf 1,5% ansteigen. Während der Turbosatz im Kraftwerk Geld verdient, erzeugt der Ansatz der Nachbildung Kosten beim Netzbetreiber. Moderne, nichtlineare Verbraucher (Schaltnetzteile, Umrichter und Ladegeräte) erhöhen den Bedarf an Kurzschlussleistung im Netz, Oberwellen werden dadurch gedämpft (Tiefpassverhalten). Durch die sinkende Spannungsqualität werden einige Betriebsmittel wie Transformatoren stärker beansprucht, zwar dämpfen die dazwischenliegenden Transformatoren Oberschwingungen höherer Ordnung - die der dreifachen Ordnung werden über die Dreieck-Schaltung physikalisch eliminiert - aber die Oberschwingungen niedriger Ordnung gelangen in die höheren Netzebenen. Durch die verminderte Kurzschlussleistung verändert sich auch die Impedanz des Gesamtnetzes und es wird anfälliger für Resonanzeffekte und bräuchte wieder Regelmechanismen zum Ausgleich. Fazit: Elektronik und gesonderte Elektromaschinen müssen zusätzlich installiert werden, das wird die Netzentgelte zusätzlich erhöhen.

In Kürze: Einfluss der Kurzschlussleistung auf die Spannungsqualität im Netz.

Systemische Zusammenfassung der bisherigen Punkte meiner Beitragsserie In den zurückliegenden Beitragen lag der Fokus auf den Eckpunkten Erntefaktor, Speicherung und Materialbedarf/toxische Rückstände. 1. Erntefaktor Der Gesamterntefaktor (Energy Return on Investment) eines 100 %-VEE-Systems mit H2-Backup liegt bei ca. 11,5:1 (Royal Society UK 2050-Net-Zero-Rechnung, 20-Jahres-Betrachtung). Aufwand (E-in über 20 Jahre): WKA 45–50 % → 600–670 TWh PV 25–30 % → 330–400 TWh Speicher 15–20 % → 200–270 TWh Netz Sonstiges 5–10 % → 70–100 TWh Gesamt-E-in: 1.200–1.440 TWh Ertrag: 14.000–16.000 TWh (elektrisch) → EROI ≈ 11,5 Einordnung des Gesamterntefaktors (Weißbach, Hall, Fizaine et al.): 20–30:1 → hoher Wohlstand, starkes Wachstum möglich (heutiges Fossilsystem) 10–15:1 → Grundversorgung mit Einschränkungen <10:1 → starke Einschränkungen, Stagnation/Rezession 5:1 → Agrargesellschaftsniveau 2. Speicherung – Batterien vs. H2 (konservative Annahmen): Batterien scheiden für intersaisonale/Dunkelflauten-Speicherung aus. Dunkelflaute Ende Dez. 2024: Lücke 5,5 TWh → 27.500× Wunsiedel-Großspeicher (200 MWh) oder 286 Mio. Pylontech-US5000-Stape (mit 4 Stück) Ruhnau & Qvist: 55 TWh (10× das Beispiel) → bei 50 €/kWh Zellpreis allein 2,75 Billionen € (Zellen!). Lebensdauer max. 20 Jahre → jährlich 137,5 Mrd. € Erneuerung (bei 502 Mrd. € Bundeshaushalt 2025: utopisch). H2-Speicherung in Kavernen: Volumenfaktor - H2 braucht 3,3× mehr Volumen als Erdgas. (gleicher Energieinhalt, Gasgleichung pV = mRsT). 55 TWh → 142 Mio. m³ (brutto), mit 30 % Polstergas deutlich mehr. 80 TWh → 206,6 Mio. m³ → 400 Kavernen à 500.000 m³. Bauzeit pro Baulos: 8–12 Jahre (Lösungsbergbau). Gesamtinfrastruktur parallel zum Erdgasnetz → 30–100 Jahre realistisch. Salzsole-Problem: 2,5–4 Mrd. m³ Wasser zum Lösen → jährlich bis zu 9,83 Mio. m³ Sole in Rhein/Elbe/Donau (Chlorid-Grenzwert Trinkwasser 250 mg/l massiv überschritten). Extremszenario Tambora (1815): Aerosole reduzieren PV-Ertrag 10–20 %, Wind bis –12 % über Jahre → Speicherbedarf explodiert. Studien (Ruhnau/Qvist) berücksichtigen das nicht → grob fahrlässig. Fazit: Weder Batterien noch H2- Kavernen sind in den benötigten Größenordnungen machbar (Kosten, Zeit, Umwelt, Physik). 3. Materialbedarf & toxische Rückstände: Niedrige Leistungsdichte = gigantischer Materialbedarf. Kupfer (nur Deutschland, bis 2045 NEOM-Importe): 3,0–3,6 Mio. t (2.300–2.500 kt VEE 650–1.248 kt für 25–48 NEOM-Anlagen). → Würfel mit 74 m Kantenlänge. Abfall & Toxine (sulfidisches Erz 0,5 % Cu): Pro t Cu: 325–400 t Abfälle (Abraum Tailings Schlacke) Gesamt: 1,17–1,44 Mrd. t Abfälle (Würfel 966 m Kantenlänge – Burj Khalifa ist 828 m). Toxine (Mittelwert): Arsen 1,45 Mio. t, Cadmium 36.720 t, Blei 396.000 t, Quecksilber 3.672 t. Vergleich VEE H2 (1) vs. Kernkraft (2) (150 GW gesicherte Leistung, 60 Jahre): Materialbedarf VEE H2-System90 % KKW 10 % Spitzenlast (1) (2) Stahl 120–180 Mio. t 5,0–5,9 Mio. t Beton 350–600 Mio. t 78–83 Mio. t Kupfer 5,6–7,7 Mio. t 160–200 kt Wasser (Kavernen) 2,5–4 Mrd. m³ NEOM-Beispiel: Ein einziges KKW Cruas (3,6 GW) bräuchte 8,5 NEOMs → 2,2 Mio. t Stahl, 220 kt Kupfer, 4,25 Mio. t Beton, 552 t Lithium. Cruas selbst: nur 640 kt Beton 160 kt Stahl 24 kt Kupfer. Fazit: Die Energiewende ist eine Wette gegen die Geologie – Simon Michaux hatte recht. Quellen: EPR2 (KKW): Wissenschaftliche Dienste des Deutschen Bundestages, WD 5-138-22 (Dezember 2022) Offene Gasturbinen (Spitzenlast): Pacca & Horvath (2002), Vidal et al. (2017), IEA (2021) VEE (Wind/PV Elektrolyseure Batt.-Speicher): Alves Dias et al. (Joint Research Centre/EU, 2020) H2-Komponenten: DLR-Szenarien EWI-Studie „Die Bedeutung von Wasserstoffspeichern“ (2024) KRESSE-Studie (Wuppertal-Institut/DLR, 2014) Ausbauzahlen: Fraunhofer ISE (REMod / Netzentwicklungsplan) H2-Importe & NEOM-Anlagen: Nationale Wasserstoffstrategie der Bundesregierung (2023) – 180–350 TWh H2-Import Abfall & Toxine (Arsen, Cadmium, Blei, Quecksilber): USGS-Daten EPA-Berichte (sulfidisches Erz mit 0,5 % Cu → 325–400 t Abfall pro t Kupfer) Fraunhofer IEE (Importbedarf 882 TWh H2-Derivate bis 2050) 4. Abhängigkeiten & „Demokratie in der Energiewende“ Importquote: PV 81 % (Module 88 %), Wind Vorprodukte zunehmend Asien. Nur 50–60 % Wertschöpfung bleibt in DE. Frankreich-Vergleich: Kernenergie → 85–95 % Wertschöpfung im Land, Importe Uran/Gas minimal. DE 3× abhängiger (PV LNG). NEOM-Derivate: Transport Cracking Rückverstromung → Strom 6× teurer als Einspeisevergütung. Gesamtbild: Keine echte Unabhängigkeit, sondern neue Abhängigkeit von China (PV, Kupfer, Lithium) und Wüstenstaaten (Derivate). Kernenergie ist materiell und geopolitisch deutlich „demokratischer“. Ein VEE H2-System hat einen zu niedrigen Erntefaktor, unlösbare Speicherprobleme (Batterie oder Kavernen), explosiven Materialbedarf mit toxischen Altlasten und neue geopolitische Abhängigkeiten. Die Energiewende (nicht die Nutzung von VEE als solches!) ist damit zur Erreichung eines stark dekarbonisierten Stromsystems nicht zielführend.

Ohne Kommentar: youtube.com/watch?v=uKL0BjxE… Zukunftsforscher Lars Thomsen. "Was passiert in den nächsten 10 Jahren?" Die sind jetzt rum...😉 Frage an die Runde: Sollte man Zukunftsforscher nicht besser nach ihrer Prognosequalität bezahlen?🤪🥴

Als nächstes: Bisherige Zusammenfassung aller Einzelbeiträge in einen Gesamtbeitrag, Importe, Materialbilanzen, Speicherung, Demografie und noch weitere Details. Es dürfte mein umfangreichster Beitrag werden.

Die demokratische Komponente der Energiewende Gerne wird behauptet, die Energiewende würde uns von Autokratien befreien und uns eine Unabhängigkeit verschaffen. Schöne Bilder glücklicher Familien vor ihren Einfamilienhäusern mit Aufdach-PV-Anlagen und hügelige Landschaften mit WKA sollen den Eindruck hier verstärken und suggerieren, es entstünde eine Autarkie der resilienten Demokratie. Stimmt das? Ein Vergleich mit Frankreich unter der Berücksichtigung der Gesamtwertschöpfung aus Herstellung, Installation, Gewinnen, Löhnen und Steuern. Viele Studien (BMWK/WeBEE-Modell, FA Wind & Solar) berechnen nur die direkte Wertschöpfung inländischer Natur bei deutschen Firmen Firmen mit ihren Löhnen, Gewinnen und Steuern, die Komponenten werden nicht betrachtet - dieses Geld fließt ab. 2023 fanden 10 Mrd. € an direkter Wertschöpfung in Deutschland statt durch die Herstellung, Installation und den Betrieb von Onshore-Wind und PV (Dach Freifläche). Bis 2033 soll sich dieser Wert in etwa noch verdoppeln. Woher stammen die bei uns verbauten Anlagen eigentlich? PV hat eine Importquote von 81% (gesamt), bei den Modulen sind es sogar 88%, die Produktion in Deutschland ist nahezu kollabiert. Der "demokratische Anteil" beläuft sich lediglich auf Installation und Betrieb. Bei der Windkraft sieht es besser aus, die reine Importquote liegt hier bei nur 3,2% (2025) - ohne jedoch die Vorprodukte zu berücksichtigen. Die Rotorblattherstellung findet in Deutschland nicht mehr statt (2022 geschlossen), Guss- und Schmiedeteile werden zusehends importiert, sie stammen aus Asien. Von der Gesamtwertschöpfung verbleiben somit ca. 50-60% in Deutschland, eine echte, souveräne Industrie ist dies jedoch nicht! Frankreich hat hier hingegen eine sehr autarke Wertschöpfungskette, von den getätigten Investitionen verbleiben davon 85-95% im Land, bei der Technologie selbst gibt es keine Importabhängigkeit vom Ausland. Mit dem Erdgaspfad für die gesicherte Leistung ergibt sich überschlägig folgendes Gesamtbild: Import 2025 - Stromsektor: Deutschland: EE-Anlagen ca. 2 Mrd.€ (überwiegend PV) Gas ca. 3,7 Mrd. € Frankreich: Uran ca. 0,5-1Mrd.€ Gas ca. 0,5 Mrd.€ Damit ist Deutschland beim Import ca. 3-Mal abhängiger vom Ausland als Frankreich. Die ganzen anderen Aspekte der Systemführung, Arbeitsproduktivität usw. sind hier noch gar nicht eingeschlossen. Insgesamt ist hier die Kernenergie deutlich "demokratischer" als die Energiewende die auf LNG-Importen und hohen Importen bei der PV basiert. Materialmengenmäßig (sieh meine anderen Posts) sieht es bei der Kernenergie ebenfalls deutlich besser aus. Fazit: Mehr Show als Sein in Deutschland.

Nächstes Thema: Wieviel von der Wertschöpfung der Energiewende verbleibt in demokratischen Staaten.

Kupfer und seine toxischen Rückstände. Sind Erzeugungsanlagen niedriger Leistungsdichte Giftschleudern? Bei der Kupfergewinnung fallen unvermeidlich Toxine an, die Menge ist je nach Erzqualität proportional zur Kupfermenge. Wieder ein grober Überblick des gesamten Kupferbedarfs für unsere Energiewende inklusive Import, d.h. den dort (im Ausland) zu betreibenden Anlagen. Aus dem Netzentwicklungsplan / Fraunhofer ISE REMod kommen folgende Zahlen zustande: Zusätzlicher Ausbau bis 2045: Technologie Bedarf (t/MW) PV 280 GW 4 Wind Onshore 100 GW 4 Wind Offshore 60 GW 9 Elektrolyseure 50-80 GW* 1 Batt.-Speicher 250 GWh/100 GW 0,05t/MWh H2-Gaskraftwerke ca. 100 GW 2 *Fortschreibung Nationale Wasserstoffstrategie 2023 Technologie Kupferbedarf (kt) PV 1.120 Wind Onshore 400 Wind Offshore 540 Elektrolyseure 50-80 Batt.-Speicher 10-15 H2-Gaskraftwerke 200 ======================================== Gesamt: 2.300-2.500 kt (2,3-2,5 Mio. t) Doch das genügt nicht, es muss noch H2 importiert werden da die Kapazitäten bei uns dafür nicht ausreichen. Wir nehmen diesmal die Nationale Wasserstoffstrategie, die einen Import von 180- 350 TWh (H2) angibt die in Anlagen vom Typ "NEOM" gewonnen werden (siehe vorherige Posts von mir). Diese Anlagen müssen unserem Kupferbedarf zugerechnet werden - dies entspricht 25 bis 48 "NEOMs". Im 180 TWh-Szenario wären dies nochmals 650 kt, im 350 TWh-Szenario 1.248 kt. Wir sprechen hier von einem Gesamtkupferbedarf von 3,0 - 3,6 Mio. Tonnen! (Nur für Deutschland). Das ist ein Würfel mit einer Kantenlänge von 74m. (3,6 Mio. Tonnen). Wenn wir davon ausgehen dass das zu ca. 80-90% durch sulfidisches Kupfererz gedeckt werden soll, so kommen erschreckende Zahlen dabei heraus - es wird für die Überschlagsrechnungen ein durchschnittlicher Cu-Gehalt von 0,5% im Erz angenommen. Die Abfallmengen basieren auf den USGS-Daten und EPA-Berichten. Pro Tonne Kupfer müssen 200-400t Erz Abraum gefördert/bewegt werden. Davon bleiben dann durchschnittlich 210t Abraum und 110-170t Tailings (Flotationsrückstände) übrig. -> 320-380t feste Abfälle pro Tonne Kupfer. -> 2-3t Schlacke aus dem Schmelzprozess ==> Gesamt: 325 - 400t pro Tonne Kupfer. Bei unserem Szenario (nur für Deutschland!) ergibt das mit 3,6 Mio. t Kupfer dann eine Abfallmenge von 1,17 - 1,44 Mrd. Tonnen. Basierend auf der Schüttdichte von Kupfer-Tailings ist dies ein Würfel mit einer Kantenlänge von 966m - zum Vergleich, das Burj Khalifa ist 828m hoch! In dieser Menge sind an Toxinen enthalten: Min. [t] Max. [t] Arsen 28.800 2.880.000 Cadmium 1.440 72.000 Blei 72.000 720.000 Quecksilber 144 7.200 Durch saure Grubenabflüsse können vor allem Arsen und Blei mobilisiert werden und sich so in der Umwelt verteilen. Rein hypothetisch betrachtet könnte der Mittelwert des Arsens (1,45 Mio. t) bei 100 mg tödlicher Dosis je Erwachsenen 14,5 Billionen Menschen umbringen. Hypothetisch wohlgemerkt, wenn alles fein verteilt in die Umwelt gelangen würde und jeder diese Dosis aufnehmen würde. (1,45 x 10^9 kg = 1,45 x 10^15 mg) (1,45 x 10^15 mg/100 mg pro Person = 14,5 Billionen) Das Abfallproblem der Energiewende ist somit aus meiner Sicht nicht mehr vernachlässigbar. Eine vernünftige Technikfolgenabschätzung sollte dies berücksichtigen. Selbst ohne diese fein verteilte Freisetzung werden schon heute durch diese Toxine ganze Regionen belastet, als Folge davon treten erhöhte Krebsraten, Entwicklungsstörungen und chronische Vergiftungen auf. Die niedrige Leistungsdichte hat ihren Preis. Wollen wir ihn wirklich zahlen? (Zum Vergleich: Die Elektrifizierung mit dem EPR2 würde nur einen Kupferwürfel mit weniger als 10m Kantenlänge benötigen - Kupfer, das wir aus der Energiewende recyclen können)

Nächstes größeres Thema: Werkstoff Kupfer. Vorkommen, Gewinnung und Abfallstoffe - der unbekannte Fußabdruck des Grundstoffs elektrischer Anlagen.