Die spannende Frage ist ja, wie bekommen wir zeitnah eine krisensichere diversifizierte Energieversorgung zu bezahlbaren Preisen?
Oder müssen wir aufgrund des perspektivisch steigenden Stromhungers zukünftig einfach mit teuren Strom leben? Ist das unser „Nadelöhr“?
Und wie müsste eine zukunftsfähige Diversifikation von Ernergielieferanten/-quellen aussehen, wenn Klimaschutz weiterhin ein Thema sein soll (sollte?)?
Genauso wenig, wie in anderen Marktzonen alles über die Börse gehandelt werden muss (abgesehen davon, dass es auch da durch Futures oder Intraday nicht alles nur Day-Ahead ist). Auch in den schwedischen Preiszonen ist es möglich anderweitig einen Vertrag zum Strombezug zu schließen. Hier ein Beispiel aus SE1: Borealis and Vattenfall sign their first long-term hydropower PPA to source renewable power in Sweden - Borealis. Es muss also nicht über die Plattform von Nordpool gehandelt werden.
Bei Haushalten ist das als Standard wesentlich einfacher als mit jedem einen individuellen Vertrag auszuhandeln. Im genannten Beispiel fällt das mit Sicherheit etwas anders aus. Ja, das kann und ist vermutlich an die Entwicklung des Strommarktes oder auch anderer Indizes gekoppelt, aber das ist nicht so wie bei Kleinververbrauchenden.
Aber auch bei Haushalten stimmt deine Angabe nicht. Auch in Schweden ist es möglich als Haushalt einen Vertrag mit einem festen Strompreis über z.B. ein Jahr abzuschließen. Zumindest habe ich da beim schnellen schauen (https://elpriskollen.se/) gefunden, dass es Anbietende zu geben scheint. Es ist halt schlicht nicht der Standard (was ich auch sinnvoll finde und für Deutschland gerne hätte).
Ja, aber das ist halt nicht allein auf die Situation in Deutschland zurückzuführen. Wenn in SE4 genug Kapazität und Liquidität vorhanden wäre, dann könnte das nicht so extrem durchschlagen. Und was du schreibst, klingt nach dem Vorwurf, dass die schwedischen Anbietenden die Situation ausgenutzt und überhöhte Preise verlangt haben. Das wäre dann aber ein Fall für die schwedische Regulierungsbehörde, weil die schlicht dafür zuständig ist und nicht irgendwer in Deutschland.
Für Großabnehmer, aber nicht für Svenssons oder für Kleinbetriebe.
Weil die Festpreise übers Jahr teurer sind als die flexiblen (zumindest meistens, bei der Energiekrise waren sie die glücklichen), da ja eben Endverbraucher über Nordpool versorgt werden müssen, auch die mit den Festpreisen.
Das ist korrekt, aber nicht im Sinne unserer bürgerlichen Regierung die ganz technologieoffen unbedingt Kernkraft haben will …
Und
Da es sich bei dir immer so ließt als ob das wie es passiert alles ein Gesetz ist und es keine andere Option ist. Was aber wenn dann nur sehr vereinfacht stimmt.
Du kannst auch als Energieversogende deine Strombezug über ein PPA (egal ob grün oder konventioneller Strom) beziehen und diesen dann an Haushalte und Kleinunternehmende vermarkten. Das du dafür dann einen variablen Preis anhand des Nordpoolpreises nimmst ist eine andere Sache.
Klar ist der Festpreis erst mal teurer. Die Preissicherheit hat even ihren Preis ;). Allerdings das hat aber nichts damit zu tun, dass der Strom aus dem Börsenhandel kommen muss. Der kann eben auch durch andere Verträge von den Versorgenden eingekauft und an dich weitergereicht werden.
Bevor das hier aber eine noch weitergehende Diskussion zu wie funktioniert das eigentlich mit dem Stromhandel und der Endverbrauchendenversorgung wird: Sollen wir das besser abbrechen oder in eine gesonderte Diskussion auslagern?
Das sehe ich anders. Er möchte Steuern und Abgaben und Netzentgelten stark senken. Das sind bei allen Verbraucherarten hohe Kosten. Scholz beispielsweise möchte auch die Netzentgelten senken. Der Durchschnittliche Börsenpreis liegt bei 8-9 Cent.
Zudem sind die einzelnen Kunden bei der Diskussion zu differenzieren. Industrie. Gewerbe. Privathaushalten. Das sind unterschiedliche Preisniveaus. Zu Hinterfragen wie ausschlaggebend die Stromkosten an den Unternehmenskosten sind.
Und am Ende immer die Frage. Was ist der klimaneutrale Alternativvorschlag.
Zusammensetzung des Industriestrompreises
Bei einem Jahresstromverbrauch von 500 bis 2.000 Megawattstunden lag der Preis für Industriestrom, exklusive Steuern, im europäischen Vergleich in der Griechenland, Bulgarien und Italien am höchsten. Deutschland befand sich auf Rang 14 der Länder Europas nach der Höhe des Industriestrompreises.
Haushaltsstrompreise
In Bezug auf die Strompreise für Haushaltskunden mit einem Jahresverbrauch von 1.000 bis 2.500 Kilowattstunden war Deutschland im EU-Vergleich jedoch eines der Länder mit den höchsten Strompreisen.
Ich denke man muss den eingeschlagenen weg konsequent weitergehen. Wir beurteilen hier immer einen Zwischenstand und viele der notwendigen Maßnahmen einer auf EE basierenden Stromversorgung stehen gerade am Anfang und sind in den letzten 10 Jahren nicht angestoßen worden. Alleine das Thema netzdienliche Speicher würde die Kosten stark reduzieren.
Mit dieser Erklärung kannst du dich gerne an Värnamo Energie wenden, denn das was ich schrieb war deren Erklärung, warum es ihnen während der Energiekrise nicht möglich war ihre lokalen Kunden mit ihrem lokal produzierten Strom günstiger zu versorgen.
Gerne abbrechen, da das schwedische Marktdesign für die meisten eh uninterssant sein dürfte.
Ich empfehle diese Quelle vom DIW Berlin: Versorgungssicherheitsreserve kann Strommarkt absichern und Flexibilität erschließen
Mit dem Aufschwung von Wind- und Solarenergie als Hauptquellen für unseren Strom wird es immer wichtiger, dass wir flexibel auf die Nachfrage reagieren können. Ideal wäre es, wir könnten überschüssige Energie in Wärme und anderen Zwischenprodukten speichern, um sie dann zu nutzen, wenn die Sonne nicht scheint oder der Wind nicht weht (auch bekannt als „Dunkelflaute“). Aber wir müssen auch realistisch sein und uns gegen extreme Wetterbedingungen und globale Energiekrisen absichern. Deshalb brauchen wir immer noch steuerbare Kraftwerke.
Um sicherzustellen, dass wir immer genug Strom haben, gibt es sogenannte Kapazitätsmechanismen:
Die Analyse des DIW zeigt, dass ein zentraler Kapazitätsmarkt die Strompreise stark begrenzt, was die Motivation für Investitionen in Technologien zur Flexibilisierung der Nachfrage stark einschränkt.
Die Versorgungssicherheitsreserve dagegen ist ein Mechanismus, der entwickelt wurde, um die Stromversorgung in Extremsituationen zu sichern und gleichzeitig die Flexibilität auf der Nachfrageseite zu fördern.
Im Vergleich zu einem zentralen Kapazitätsmarkt, der die Strompreise stark deckelt und dadurch Anreize für Investitionen in Flexibilitätstechnologien einschränkt, bietet die Versorgungssicherheitsreserve Vorteile. Sie ist schneller umsetzbar, flexibler und fördert die nachfrageseitige Flexibilität deutlich stärker. Dies bedeutet, dass Technologien wie Wärmespeicher und andere Zwischenprodukte verstärkt genutzt werden können, um Strom aus Stunden hoher Wind- und Solarproduktion zu speichern und später zu nutzen.
Zusätzlich trägt die Versorgungssicherheitsreserve dazu bei, das Investitionsumfeld für verschiedene Speichertechnologien zu stärken und den Strommarkt gegen Extremereignisse abzusichern.
Die Preise für bspw. PV-Module, Heimspeicher und Wechselrichter waren vor 10 Jahren auch noch um das Vielfache höher als heute.
→ Preisentwicklung Photovoltaik: Trends und Prognosen bis 2025 - regionalPhotovoltaik
Dementsprechend ist auch bei der Technik für grünen Wasserstoff (v.a. Elektrolyseure & Brennstoffzellen) mit einem starken Preisverfall zu rechnen, solange diese Produktion nun auch endlich in einem industriellen Maßstab angeschoben wird. → eintretender Skaleneffekt
Braucht es dafür anfangs massive Subventionen bzw. Investitionen? Definitiv!
M.M.n. wäre es auf lange Sicht dennoch besser die Wasserstoff-Industrie in Deutschland zu etablieren, anstatt den gleichen Fehler wie bei der PV-Industrie zu begehen (nahezu den gesamten Markt China zu überlassen).
Wasserstoff bietet die Möglichkeit saisonale Speicher zu schaffen, um die EE-Überproduktion des Sommers im Winter zu nutzen. Bei einem Stromnetz, das i-wann komplett auf EE basieren soll, ist dies technisch zwingend notwendig. Außerdem können die erheblichen „Verluste“ durch die Energieumwandlungen (Strom → Wasserstoff → Strom) im Winter dazu genutzt werden, Wärmenetze zu speisen. Denn diese „Verluste“ sind nichts anderes als Abwärme!
Was wäre denn Ihre Alternative zur Elektrifizierung? Weiter mit Gas heizen?
Meiner Einschätzung nach wird sich gerade die Energie-Versorgung von Privathaushalten zukünftig stetig weiter dezentralisieren. Hierbei werden sich vor allem lokale Nahwärmenetze, lokale PV-Erzeugung/Nutzung und Stromspeicherung in Elektroautos (bidirektionale Ladetechnik) immer weiter etablieren.
Muss deshalb zwangsläufig zukünftig jedes Haus mit einer eigenen Wärmepumpe beheizt werden? Natürlich nicht. Aber die Technik der Wärmepumpe steht nun einmal jetzt zur Verfügung!
Ich fände persönlich Tiefen-Geothermie-gespeiste Wärmenetze auch sehr interessant, so weit sind wir aber nunmal im Jahr 2024 in Deutschland noch nicht.
Meiner Erfahrung nach würde Deutschland mal etwas weniger planen durch deutlich weniger Vorschriften nur gut tun!
Man kann natürlich auch weiter jahrelang diskutieren und quasi gar nichts machen.
Die Optionen liegen alle auf dem Tisch, sie müssen aber halt auch realisiert werden.
Danke für den Kommentar @JustinCase.
Ich habe aus deiner (Kurz-)Analyse leider nicht entnehmen können, was dein genaues Feld in der Energieversorgung ist. Mich wundert diese durchaus pessimistische Haltung zur Energiewende, einem Markt der aus meiner Sicht nie so dynamisch war, in dem selten so viel passiert ist.
Gerne würde ich die (vielleicht nicht ganz?) tausend Sachen lesen, die an Herausforderungen auf uns zu kommt, weil ich mich sehr für den Strommarkt interessiere. Fakt ist, dass man nicht einfach EE ausbauen kann ohne parallel weitere Maßnahmen zu ergreifen. Konkret sehe ich folgende Herausforderungen:
Es gibt ziemlich viele Maßnahmen gegen diese Probleme, die wir teilweise noch (fast) gar nicht nutzen, anekdotisch:
Demand Side Management & Demand Response → Riesen Feld, es braucht Smart Meter und intelligente Verbrauchsregelsysteme
Deregulierung von Stromspeichern, besonders in Hinsicht auf doppelte Netzentgelte
Änderungen im Strommarktdesign, EOM vs. Capactiy Market, Unterteilung in Preissektoren mit eigener Preisbildung, Netzentgelte nach Nodal Pricing etc.
Wasserstoffkernnetz plus Wasserstoffkraftwerke
Sektorkopplung, Digitalisierung …
Da werden auch tausende neue Geschäftsmodelle entstehen, wie mit den stationären Speichern gerade. Theoretisch auch mit Export-Potenzial.
Mit all diesen Maßnahmen wird, nach dem was ich gelernt habe, aller Voraussicht nach der Strompreis an sich aufgrund der STMC (Grenzkosten) stark sinken, die Netzentgelte haben auch Potenzial nach unten, sofern ausreichend DSM & DR berücksichtigt wird. Wasserstoff kann mit Strom zu negativ-Preisen produziert werden.
Stecken da nicht ungeheuer viele Chancen drin? Und was wäre die alternative? Fossil wird immer teurer. Die letzten gebauten AKWs weltweit sind Milliardengräber.
Da wäre ich sehr interessiert, mehr über Herausforderungen und mögliche Alternativen zu hören.
Beste Grüße.
Und genau hier liegt das Problem.
Der Neubau von AKWs ist aktuell rein betriebswirtschaftlich gesehen nicht vertretbar, von der gesellschaftlichen Akzeptanz mal ganz abgesehen.
Zum Vergleich der Gestehungskosten der einzelnen Energieträger habe ich auf die Schnelle diese Ausarbeitung des Deutschen Bundestages gefunden:
→ https://www.bundestag.de/resource/blob/887090/1867659c1d4edcc0e32cb093ab073767/WD-5-005-22-pdf-data.pdf
Aber wie in dem Bericht beschrieben, lassen sich EE und Kernenergie schlicht schwierig vergleichen.
Vor allem weil die Kosten für den Bau und den i-wann nötigen Rückbau der AKWs von Projekt zu Projekt massiv variieren. Und ebenfalls die Kosten der Endlagerung schlicht noch nicht beziffert werden können.
Erkennbar ist aber:
Klassische AKWs mit mehreren Reaktoren im Gigawatt-Bereich sind weder günstig, noch einfach zu bauen.
Hinzu kommt die Problematik der Versicherung eines Atomkraftwerks. Einen GAU oder auch schweren Vorfall, kann keine Firma versichern. In solch einem Extremfall würde im Endeffekt immer der Bund haften.
(siehe: Deutsche Kernreaktor-Versicherungsgemeinschaft – Wikipedia)
Allerdings hoffe ich persönlich, dass sich vielleicht Mini-AKWs in Serienfertigung in naher Zukunft etablieren werden. Diese würden sehr gut zu großen Dauerverbrauchern wie z.B. Rechenzentren passen.
Reaktoren im Megawatt-Bereich könnten im Fall der Fälle auch deutlich besser kontrolliert bzw. gekühlt werden, zumindest im Vergleich zu klassischen AKWs mit einer Leistung von mehreren Gigawatt wie z.B. Fukushima. (Für die Notkühlung würde hier über mehrere Wochen ein großes Wasserbecken ausreichen).
Auch sollten die Kosten durch eine vollständige Standardisierung bzw. Massenproduktion der Mini-Reaktoren deutlich senkbar sein.
Google z.B. hat sogar schon welche gekauft:
→ KI-Boom: Warum kauft Google jetzt Mini-Atomkraftwerke? | tagesschau.de
Aber ein Grundproblem bleibt:
Wer in Deutschland will sowas in seiner unmittelbaren Nähe stehen haben?
Sehr kompakt informativ:
Bei aller Euphorie sehe ich mehr als 1 Problem, wobei du ja selbst noch mehr grundsätzliche Probleme nennst:
Spahn ist wirklich der größte Dummschwätzer der CxU und das ist bei Söder in der Partei schon eine große Leistung.
Wäre es da nicht sinnvoller, diese Verbraucher an Flüssen anzusiedeln und Wasserkraft zu nutzen?
Wasserkraft ist in Zeiten des Klimawandels kein verlässlicher Stromlieferant mehr. Kommt natürlich auf die Leistung/Leistungsreserve an und den Standort. Aber in Deutschland definitiv nicht.
Da ist die Theorie wohl, dass man SMR so klein und einfach konstruiert, dass man sie in Serie bauen kann. Da soll es dann eine allgemeine Zulassung für den Reaktortyp geben, und nicht für jeden Reaktor einzeln. Das ist aber bislang nur Theorie. Es ist auch nicht ganz ersichtlich, warum ein 500 MW Reaktor (das war bei NuScale zuletzt die anvisierte Größe) grundsätzlich anders zu behandeln sei als ein handeslüblicher 1300 MW Reaktor.
Und bei noch kleineren SMR wirds halt schnell unwirtschaftlich. NuScale hatte 10-12 cent pro kWh angepeilt, das ist schon nahe an dem in UK garantierten Abnahmepreis für Strom aus Hinkley Point, und deutlich über dem, was Erneuerbare in den USA kosten. Deshalb ist das Projekt eingestellt worden.
Die Serie lohnt sich halt erst ab einer großen Stückzahl, die man erstmal erreichen muss.
Bei dem NuScale Projekt sind die 10,2 Cent/kWh nach Abzug der Subventionen, die mit 4 Mrd. Dollar etwas weniger als die Hälfte der Investitionskosten waren. Ich sehe die SMR als letztes Aufbäumen der Atomkraft und dann wars das, außer in Ländern, die Interesse haben eine Atommacht zu sein oder für wenige finanzstarke Einzelkunden wie Google, die Mehrkosten für 24/7 Versorgung aus einem Kraftwerk bezahlen wollen
Rein theoretisch betrachtet gewinnt eine Produktion in Serie und somit stets gleichem Aufbau bzw. Bauteilen kostentechnisch auf kurz oder lang (Stückzahl) stets gegen Sonderanfertigungen.
Ebenfalls würde sich die Komplexität der Anlage durch den kleineren Maßstab und stets gleichen Aufbau massiv verringern, was Wartung und Beschaffung bzw. Herstellung von Ersatzteilen deutlich erleichtern würde.
Gleichzeitig sinkt aber auch die Energie-Effizenz je kleiner der Reaktor ist, was die Kosten pro erzeugter Energieeinheit im Betrieb erhöht. Ebenfalls würden diese kleineren Reaktoren wahrscheinlich relativ gesehen mehr atomaren Abfall erzeugen.
So oder so ist die Betrachtung noch nahezu rein theoretisch, weil bis jetzt niemand solche Reaktoren seriell baut, geschweige denn in großer Stückzahl betreibt.
Rein auf die CO2-Bilanz bezogen sind Atomreaktoren äußerst „sparsam“. Vor allem wenn man bedenkt, dass die Energie konstant erzeugt werden kann und nicht witterungsabhängig ist. Kernenergie ist quasi so CO2-arm wie Windenergie.
siehe: CO2-Emissionen der Stromerzeugung nach Art der Erzeugung – Wikipedia
Die Endlagerung von atomaren Abfall bleibt natürlich dennoch weiterhin ungelöst.
Ja und das hauptsächlich aus Kanada letztes Jahr.
Ist für mich persönlich auf der Liste der bedenklichen Energie-Exporteure jetzt nicht sonderlich weit oben.
siehe: Uran: Import der EU nach Herkunftsländern 2023 | Statista
Zusätzlich werden auch nur geringe Mengen des Uran benötigt (ein 1 GW Reaktor braucht pro Jahr ca. 20 Tonnen angereichertes Uran, dies enstpricht ca. 1 m³).
Das liegt an der sehr hohen Energiedichte von Uran.
Zum Vergleich:
1 kg Braunkohle = 11,3 MJ = 3,14 kWh
1 kg Benzin = 40 MJ = 11 kWh
1 kg angereichertes Uran = 3.800.000 MJ = 1.055.555 kWh
Sprich 1 kg angereichertes Uran = 336 t Braunkohle
siehe: Energiedichte von Energiespeichern – Wikipedia
Auf alle ihre Punkte einzugehen würde den Rahmen hier vermutlich sprengen, aber ja Kernenergie (groß oder klein) ist definitiv nicht das Allheilmittel der Energieversorgung. Dies ist allerdings keine Art der Stromerzeugung. Es gibt stets Vor- und Nachteile bezogen auf Emmisionen, Effizienz, Kosten, Verfügbarkeit, Platzbedarf etc. etc.
Natürlich ist auch Sicherheit ein großer Faktor, gerade wenn es um Kernenergie geht. Hier muss man aber leider rein rational betrachtet feststellen, dass es sich quasi um das „Auto vs. Flugzeug“-Syndrom handelt. Die jährlichen Schäden durch andere fossile Energieträger wie Gas und vor allem Kohle sind im Vergleich ein komplettes Desaster für die Menschheit:
Wenn man große Strommengen CO2-arm und konstant auf geringer Fläche produzieren möchte/muss, ist Kernenergie leider schwer zu schlagen.
Hierzu Malte Kreuzfeld ausführlich auf Bluesky:
