Eine kleine Ergänzung zum Themenblock Klimaschutz in der letzten Lage. Dort wurde gesagt, dass der neue Gigawatt-Batteriespeicher, den die LEAG in der Nähe von Cottbus errichtet, ohne Förderungen auskommt.
Dem will ich auch nicht groß widersprechen, aber ich wollte kurz anmerken, dass Batteriegroßspeicher bei Inbetriebnahme bis August 2029 für 20 Jahre von den Netzentgelten ausgenommen sind (siehe §118 EnWG).
Dazu ist wohl gerade auch auch eine Verlängerung im Gespräch:
Die Befreiung gilt für Speicher, die bis zum 3. August 2029 ans Netz gehen.
Das Gesetz gilt nicht spezifisch für Batteriespeicher, sondern für alle Speicherarten (“elektrischen, chemischen, mechanischen oder physikalischen Stromspeicher”).
Es profitieren auch Pumpspeicherkraftwerke (wenn sie neu errichtet werden/ihre Leistung erhöhen) und Wassertoffumwandler von der Befreiung (letztere werden auch von den Einspeisegebühren in das Gasnetz befreit).
Entsprechend finde ich es vertretbar, das nicht als “Förderung” zu beschreiben. Energiespeicher sind (zumindest für Stromnetze) ein ziemlich neues Phänomen. Es macht keinen wirklichen Sinn, sie genauso wie “normale” Verbraucher (die ja die Netzentgelte zahlen) zu behandeln.
In dem von dir verlinkten Artikel wird richtigerweise das Stichwort “Netzdienlichkeit” angesprochen. Alle aktuell in Deutschland geplanten Batterie-Großspeicher werden meines Wissens nach vor allem (ausschließlich?) Strompreis-Arbitrage betreiben: Der Strom wird zum Minimalpreis gekauft und teurer wieder verkauft, mit einer kompletten Entladung/Ladung mehrfach am Tag (das Projekt mit dem ich vertraut bin will mindestens 2 Zyklen pro Tag erreichen).
Das wird insofern das Netz stabilisieren, wie der Preis einen realen Bedarf wiedergibt (hohe Preise = zu wenig Strom im Netz, niedrige Preis = zu viel Strom im Netz). Insbesondere für das Abfangen von Erzeugungsspitzen von Wind und PV (bei denen sonst der Preis ins Negative rutschen würde) ist das sicher sehr hilfreich und auch eine notwendige Funktion, die erfüllt werden muss.
Parallel zur subventionierten Bereitstellung von Gaskraftwerken für Dunkelflauten wird es aber (um nicht auf ewig von Gas abhängig zu sein) irgendwann auch eine subventionierte Flotte von Speichern geben müssen, die nicht nur Arbitrage betreiben, sondern gezielt Kapazitäten für bestimmte Versorgungsszenarien vorhalten.
Die Befreiung neuer Speicher von den Netzentgelten einfach auslaufen zu lassen wäre auf jeden Fall eine dämliche wirtschaftspolitische Entscheidung (bisher hat sich die Koalition glaube ich nicht dazu geäußert). Aber es würde glaube ich (wie im Artikel vorgeschlagen) Sinn machen, “netzdienliche” Speicher anders zu behandeln als Speicher, die rein für arbitrage unterhalten werden. Bei letzteren könnte man aber vielleicht eher auf eine teilweise Abschöpfung des Gewinns, anstatt auf pauschale Abgaben auf den Strombezug setzen.
Diese Unterscheidung leuchtet mir nicht ein.
Arbitrage ist netzdienlich - wenn es irgendwann sehr viele Speicher gibt, die auf Arbitrage abzielen, wäre doch weiterhin zu erwarten, dass bei sehr geringen Strompreisen (bis hin zum negativpreis) Strom aufgenommen wird und der Strom dann abgegeben wird sobald ein Mangel entsteht (ergo der Preis steigt) umso größer die Speicherkapazität ist, desto länger hält der Puffer - also der Übergang ist fließend und ich würde davon ausgehen, dass durch Marktmechanismen der Preis im Falle der Dunkelflaute so hoch wird, dass auch hier ein Arbitrage-Betrieb attraktiv werden kann
Nur bedingt. Rein Arbitrage-orientierte Speicherbetreiber haben beispielsweise ein Interesse, dass die Preisunterschiede im Laufe eines Tages möglichst hoch sind. Denkbar ist entsprechend, dass sie gezielt Angebot und Nachfrage “gestalten”, damit solche Szenarien eintreten. Hinzu kommt, dass das Stromnetz kein perfekter Markt ist. Die Einspeise- und Entnahmekapzität in einzelnen Teilen des Netzes ist begrenzt, Leistung entsprechend nicht beliebig zwischen einzelnen Markteilnehmern verschiebbar.
Auch wird der Preis im europäischen System nicht zwischen jedem Verbraucher und Produzenten frei ausgehandelt. Der Preis wird durch den teuersten Strom bestimmt, der gerade noch zur Erfüllung des Bedarfs benötigt wird (inzwischen in der Regel Strom aus Gas-Peakerkraftwerken).
In der Summe gibt es vermutlich eine starke Korrelation zwischen Angebot/Nachfrage und Preis, aber eben keine perfekte Abhängigkeit. Und je länger die Speicherzeiten werden, die man zur Netzdienlichkeit überbrücken will, desto unrentabler wird das für rein Arbitrage-orientierte Betreiber. Die brauchen mehrere Zyklen am Tag für den avisierten Profit. Ob in 24 Stunden dann noch genug Strom im Netz ist, interessiert die im Zweifel nicht.
Das finde ich als Standpunkt auch okay, ich weiß auch nicht, ob der Begriff Förderung überhaupt so streng definiert ist. Die Aussetzung der Netzentgelte beeinflusst halt die Rentabilität, deswegen wollte ich es noch ergänzen.
Und das das im Podcast nicht erwähnt wurde, ist auch völlig okay, da waren die Batteriespeicher ja eh nur eine kurze Randnotiz in dem großen Themenblock Klima. Deswegen können wir das ja auch hier im Forum diskutieren.
Ich bin im übrigen auch nicht gegen die Freistellung der Speicher von den Netzentgelte, auch deswegen, weil sie ja Technologie-unabhängig sind.
Da bin ich auch skeptisch. Ich glaube am besten wäre es, wenn die Netzspeicher einfach über Netzentgelte bezahlt werden. Die Höhe der Bezahlung sollte sich sich an dem Preis für die Bereitstellung des Speichers orientieren und nicht an dem Speicherdurchsatz. Auch die Menge der notwendigen Speicher sollte zentral festgelegt werden, wie bei Großkraftwerken und Stromtrassen auch.
Preise “extremisieren” wird Speichern kaum gelingen.
Im Gegenteil, je mehr Speicher im Markt sind, desto mehr werden sich die Höchstpreise vermindern - weil es sich dann lohnt, Strom bereitzustellen, damit steigt das Angebot, und die teuersten Kraftwerke der Merit Order werden nicht mehr benötigt - und die Negativ- oder Minimalpreise werden sich erhöhen, denn da wollen die Speicher Strom beziehen, und damit steigt die Nachfrage.
Wäre unser Strommarkt perfekt und bildete z.B. in einem nodalen Preissystem (auch Locational Marginal Pricing) nicht nur den deutschen Durchschnitt, sondern die ko nkrete Situation vor Ort ab, dann wären Speicher automatisch netzdienlich.
Dass sie es nicht sind, liegt daran, dass der Einheits-Strompreis unserer Zone DE+LU die Fiktion beinhaltet, dass die Stromnetze beliebig leistungsfähig seien (die “Kupferplatte”). Weil das aber nicht stimmt - und auch nach der Inbetriebnahme der HGÜ-Leitungen nicht der Fall sein wird - greift nach der Marktpreisbildung der sogenannte Redispatch ein, und regelt Kraftwerke ab, die ggf. den Preis niedrig oder negativ gezwungen haben, und ruft gleichzeitig Kraftwerke der Netzreserve ab, die diesen Strom dann näher am Verbraucher ersatzweise erzeugen.
Der Einheitspreis sendet daher ggf. lokal netzschädliche Signale, und Arbitrage verschlimmert die Situation. Wenn im Winter wegen Windüberschuss aus der Nordsee und Niedersachsen negative Preise bestehen und ein Speicher in Ludwigshafen oder München Strom bezieht, dann müsste dieser Strom zusätzlich redispatcht werden. Ebenso (nicht ganz so schlimm) wenn an einem Sommernachmittag mit wenig Wind die PV im Süden den Strompreis auf Null senkt, und ein Speicher in Hamburg deshalb aufladen will. Die Netzbetreiber brauchen daher einen Mechanismus, dies zu unterbinden, sei es durch gegenläufige Anreize mit variablen Netzentgelten (ich bin skeptisch, dass man diese so dynamisch in Höhe und zeitlicher Auflösung hinkriegt) oder durch Sperrsignale.
Die ersten Speicher werden, wie die Pumpspeicher, ein bis zwei Zyklen am Tag machen und damit die Nachfragespitzen morgens und abends glätten, und nachts sowie bei Sonne mittags wieder aufladen. Das ist bundesweit einheitlich hilfreich, also kommt es erstmal nicht gar so schlimm. Aber mit zunehmender Speichermenge wird die Fehlleitung schmerzhafter.
Ich glaube daher, die Einheitszone wird uns in wenigen Jahren ganz böse auf die Füße fallen, und die Politik, die aus Angst um kleinteilige Standortfaktoren daran festhält, sowie die alten Stromriesen, weil sie mit Redispatch ordentlich Geld aus ihren alten Anlagen rausholen können, führen uns in die Irre. Jetzt wie von Agora Energiewende und anderen vorgeschlagen, ein nodales Preissystem auf Spur zu bringen (das braucht ohnehin 3-4 Jahre, bis es startet), wäre die Lösung. Dass uns die EU-Nachbarn auf Basis der ENTSO Empfehlung zu einem Zonensplit nötigt, wäre das zweitbeste, aber wenn ich betrachte, wie sehr fossile Kräfte auch die EU momentan im Griff haben, sehe ich auch die Hoffnung darauf schwinden.
Große Batteriespeicher haben eine wichtige Rolle in einem klimaneutralen Energiesystem. Sie sind aber ungeeignet für die Überbrückung der Dunkelflauten. Dazu eine kleine Überschlagsrechnung Vergleich Gaskraftwerke – Batteriespeicher:
30 GW Gaskraftwerke kosten so zwischen 15 und 30 Mrd
1 MWh Batteriespeicherkapazität kostet mindestens ca. 200.000 EUR, also 1 GWh ca. 200 Mio Eur.
Wenn die 30 GW Gaskraftwerke 1 Woche lang eine Dunkelflaute überbrücken sollen, erzeugen sie 24h * 7 * 30 GW = 5040 GWh.
Das würde an Batteriespeicherkapazität 1000 Mrd EUR kosten, also mehr als das 30-fache gegenüber den Gaskraftwerken.
Dies soll kein Plädoyer für den Bau von 30 GW Gaskraftwerken sein, aber man muss eben sehen, welche technischen Möglichkeiten für die Überbrückung von Dunkelflauten tatsächlich günstiger sind und Batteriespeicher gehören da definitiv nicht dazu.
Der eigentliche öknomische Irrsinn für mich ist, dass aus ideologischen Gründen einerseits 20 GW Steinkohlekraftwerkskapazität stillgelegt wird und parallel 20 GW Gaskraftwerke neu gebaut werden, die mit Flüssig-Frackinggas aus den USA betrieben werden und damit mindestens so viele Emissionen erzeugen wie die Steinkohlekraftwerke.
Abgesehen davon sind die Emissionen der Backup-Kapazität ohnehin vernachlässigbar, da sie nur wenige Prozent des Jahres benötigt werden. Klar wäre es nett, die paar Prozent dann auch noch mit grünem Wasserstoff klimaneutral hinzubekommen, aber das ist so teuer, dass man dies erst ganz am Ende der Energiewende angehen sollte.
Vergleichst du hier nicht nur die Anschaffungskosten, ohne die Betriebskosten zu berücksichtigen? Batteriespeicher erzeugen, wenn sie erstmal stehen, sehr wenig laufende Kosten im Vergleich zu Gaskraftwerken, gerade weil es bei Batteriespeichern nicht auf die maximale Kapazität ankommt (ja, dann sind sie nach x-tausend Ladezyklen irgendwann nur noch bei 70% Kapazität, who cares?!?).
Dazu kommt, dass alte Batteriezellen auch als „Abfall“ anfallen. Jede Elektroauto-Batterie, die irgendwann, weil sie nur noch 80% Kapazität hat, ausgetauscht wird, kann für Batteriespeicher verwendet werden.
Grundsätzlich hast du mit deinem Einwand allerdings Recht:
Die Batteriespeicher müssen so bemessen sein, dass sie am Tag genug Strom speichern können, um den Strombedarf in der nacht zu decken. Am Tag produzierter Strom, der diesen Batteriespeicher-Bedarf übersteigt, muss tatsächlich im Zweifel in Wasserstoff umgewandelt werden und dann in Gaskraftwerken verheizt werden. Das wäre das Optimum. So viel Batteriespeicher zu haben, um eine längere Dunkelflaute (z.B. eine Woche) abdecken zu können, wäre vermutlich in der Tat unwirtschaftlich, da dann 90% dieser Kapazität nur wenige Tage im Jahr genutzt würde. Allerdings gilt das auch für Gaskraftwerke, die vermutlich höhere Unterhaltskosten haben - das Problem der Ineffizienz wird sich bei Dunkelflauten daher immer stellen, daher ist es so wichtig, neben den Anschaffungskosten auch die Unterhaltskosten zu berücksichtigen. Daher macht es schon Sinn, die Batteriekapazität sukzessive auszubauen und nur das mit Gas abzudecken, was aktuell noch nicht über Batteriekapazität gedeckt werden kann.
Bei einem austauschbaren Gut wie elektrischer Energie zu einer bestimmten Zeit in einem bestimmten Markt: Welcher Mechanismus würde denn besser funktionieren als das aktuell (näherungsweise) realisierte Merit Order ( Merit-Order – Wikipedia )?
Ich glaube nicht, dass ein Anbieter mit niedrigen variablen Kosten Strom zu einem deutlich niedrigeren Preis anbieten würde als einem anderen Anbieter erwartbar bezahlt wird und so auf Gewinne verzichten würde.
Auf die negativen Effekte des Merit Order in Kombination mit zu großen Netzgebieten wurde weiter oben schon hingewiesen.
Grundsätzlich könnte der Strommarkt auch gänzlich anders funktionieren. Anstatt einem sekündlichen Börsenhandel könnte der Markt auch auf langfristigen Lieferverträgen aufbauen, die durch eine staatlich regulierte Kompensation für netzdienliche Einspeisung (zur Stabilisierung) ergänzt wird.
Ob das am Ende besser ist? Keine Ahnung. Darum ging es ja auch gar nicht, sondern um die Frage, ob Arbitrage-Energiespeicher automatisch auch netzdienlich sind (maximal teilweise).
So läuft das nicht. Auch in einer Dunkelflaute gibt es noch EE-Erzeugung, aber halt zu wenig. Die 30GW oder wie viel auch immer laufen also nicht Tage- oder Wochenweise durchgehend, sondern spiegeln die maximale Kapazität wieder, die man zur Garantie der Versorgungssicherheit brauchen könnte.
Vielleicht für den Bau. Die werden aber auch für den laufenden Betrieb subventioniert werden müssen, weil die praktisch immer still stehen, aber bereit gehalten werden müssen. Wenn man sie braucht, dann braucht man sie, sonst aber eben nicht. Wir müssen also für möglicherweise 2 Stunden Betrieb im Jahr die volle Leistung bereit halten.
Nein, denn die 20GW Gaskraftwerke laufen eben nicht durchgehend, sondern nur im Bedarfsfall, siehe oben. Die Kohlekraftwerke sind dagegen vor allem Grundlast und laufen mehr oder weniger durch.
Die Betriebskosten müsste man in der Tat noch betrachten. Aber die Investitionskosten sind so krass unterschiedlich, dass man das für den Grundgedanken eigentlich vernachlässigen kann. Abgesehen davon sind die Hauptbetriebskosten eines Gaskraftwerks die Brennstoffkosten, aber bei nur wenigen 100 Betriebsstunden im Jahr sind die eben vernachlässigbar.
Batterien haben enorme Investitionskosten, aber geringe Betriebskosten, so dass diese das Jahr möglichst gut ausgelastet werden müssen. Dies geht nur mit den Einsatzmöglichkeiten “Arbitrage” (billigen Strom speichern und teuren Strom ausspeichern) und Regelenergie (Primär- und Sekundär), weil man das ständig machen kann und da reicht eine Speicherdauer von so ca. 2 Stunden.
Gaskraftwerke haben geringe Investitionskosten aber hohe Betriebskosten (= Brennstoffkosten), weswegen diese viel besser für Dinge geeignet sind, die man nur selten im Jahr braucht (= Dunkelflaute). Noch wirtschaftlicher wären einfache Diesel-Kraftwerke, da es bei den paar Stunden eben nicht auf Effizienz ankommt.
Zum Thema “Second Life” von Autobatterien hatte ich mal gehört, dass die Demonstrationsprojekte dazu gezeigt haben, dass der Aufwand, diese einzelnen alten Batterien verschiedenster Hersteller und Typen zu prüfen und irgendwie zu Großbatterien “zusammenzubasteln” so aufwändig ist, dass es am Ende nicht günstiger ist, als neue Batterien zu verwenden.
Ja, leider haben second Life Batterien das Problem, dass man ihren Alterungszustand aufwendig ermitteln muss. Trotzdem ist die Idee an sich absolut vernünftig und sobald die E-Mobilität in Gang kommt wird sich da ziemlich sicher auch wieder was tun. Auf die schnelle habe ich da z.B. ein Projekt von EnBW gefunden:
Netzdienliche Speicher sind jetzt aber auch kein Wohlfahrtsprojekt, sie werden für ihre Dienste am Netz stattlich bezahlt. Über Regelleistungsmärkte, Redispatch und Engpassmanagement verdienen sie stabile und vor allem planbare Erlöse.
Das kann man sich im Endeffekt wie einen Rettungswagen vorstellen:
Der Speicher hält eine garantierte Kapazität für den Fall der Fälle bereit und wird dafür bezahlt. Wie oft diese Kapazität tatsächlich gebraucht wird, ist für das Geschäftsmodell sekundär. Die Bereitschaft an sich ist die Ware.
Arbitrage ist nicht direkt netzdienlich, aber dafür marktstabilisierend.
Und das Paradoxe daran ist:
Je mehr Speicher Arbitrage betreiben, desto kleiner wird die Arbitrage-Marge, weil genau diese Speicher die Preisspitzen an den Strombörsen glätten.
Sprich:
Wer heute Speicher baut, streicht die höchsten Arbitrage-Renditen ein, die es jemals geben wird.
Genau so soll es sein → Verhalten, das die Energiewende vorantreibt, wird durch den Markt belohnt.
Arbitrage ist quasi die Kirsche auf dem Kuchen, aber das eigentliche Geschäftsmodell der Zukunft ist netzdienliches Verhalten.
Diesel zur Stromerzeugung?
Also im Maßstab von Schiffsmotoren als Kraftwerk?
Ein Liter Diesel enthält 10 kWh Heizwert und kostet aktuell ca. 1,70 €.
Der Wirkungsgrad eines Verbrenners liegt real aber nur bei 30 - 40%.
Also wären wir bei 42 - 57 Cent / kWh Strom …
Im Takt- oder Teillastbetrieb wären Verschleiß und die nötige Wartung zudem enorm:
Solche Kolbenmotoren wollen am liebsten Dauerlauf mit konstanter Drehzahl (wie in einem Gas-BHKW) und nicht ständig hoch- und runtergeregelt werden.
Wir reden hier über Kraftwerksreserven für ein Industrieland, nicht über den Notstromgenerator eines Krankenhauses.
Backup muss für Worst Case bereit gestellt werden und meinetwegen sind das halt nur 10 GW, aber so eine Dunkelflaute kann schon eine Woche andauern, und das sind halt fast 200 Stunden und damit 2 TWh Batteriekapazität, die man bräuchte. Und in einem klimaneutralen Energiesystem ist die Mindestlast aufgrund der Sektorkoppplung auch viel höher als heute (Wärmepumpmen, speziell im Winter, wo Dunkelflauten am häufigsten sind, E-Autos,…)
Die Dunkelflauten sind auch ca. 1 Woche im Voraus prognostizierbar, d.h. man muss die Reservekapazität auch nicht rund um die Uhr das ganze Jahr betriebsbereit halten.
Steinkohlekraftwerke werden im Gegtensatz zu Braunkohkle durchaus auch flexibel eingesetzt. Wenn man sich die Kurven bei EnergyCharts anschaut, geht die Steinkohleleistung immer mal wieder innerhalb weniger Stunden um mehrere GW rauf und runter. Klar sind die nicht ganz so flexibel wie Gaskraftwerke, aber für die geplante Überbrückung von Dunkelflauten würde das schon ganz gut gehen. Auch aktuell hat die Bundesnetzagentur schon mehrere Steinkohlekraftwerke als Reservekraftwerke im Einsatz.
Steinkohle (und AKWs) sollte nun wirklich kein Thema mehr sein. Bitte beim Thema bleiben!!
Ich habe selbst nach der Quelle suchen müssen. Dort steht, dass die Beschlüsse für Ersatzkraftwerke mit Steinkohle aufgrund der Gasmangellage 2022 gefasst wurde, wenn ich richtig verstanden habe. Die ist ja wohl mit all dem furchtbaren LNG-Gas zu Ende, denke ich.
Leute, wollt ihr, dass eure Kinder in eine echte Katastrophenlage schlittern oder nicht. Es geht nicht mehr so weiter. Batterien, Speicher und der Ausgleich durch das europäische Netz sind die einzige Lösung für Dunkelflauten, die echt nicht lang sind. Ja, Polen hat viel Kohle. Zeit, dass sie das auch ändern.
die 30GW (oder erst recht erstmal die 12GW, die Habeck mit der EU verhandelt hatte - wobei da Wasserstofffähigkeit Teil des Deals war) sind ja bereits nur ein Teil der Last, die liegt so bei 50GW, da sind also schon die Beiträge der EE und das Smoothing der Tagesschwankungen mit Speichern mit eingerechnet. Die würden also bei einer “echten” Dunkelflaute - also im Wochenbereich - durchaus tagelang auf Volllast laufen.
Ich denke aber auch, zunächst Kohlekraftwerke länger vorzuhalten ist die sinnvollere Option. Eine mehrtägige Dunkelflaute trifft ja nicht unverhofft ein, sondern lässt sich einige Tage vorhersagen, zusammen mit Speichern ist daher die langsamere Hochfahrzeit des Kraftwerks kein Hindernis.
Was mir in der Diskussion völlig fehlt, ist die Gesamtschau auf die Wasserstoffwirtschaft. Wir bauen erneuerbare so aus, dass sie den (wegen Sektorkopplung steigenden - Verdoppelung ist realistisch, wenn E-Autos und Wärmepumpen Mainstream sind) Strombedarf zu guten Zeiten deutlich übersteigen, und versenken den Überschussstrom dann in Elektrolyse. Die effizientesten Elektrolyseure sind Hochtemperatur-Festoxidzellen Festoxid-Elektrolyseurzelle – Wikipedia , die auch umgekehrt als Brennstoffzellen betrieben werden können. Davon brauchen wir eine ganze Menge, wenn wir aus Überschussstrom den Wasserstoff herstellen wollen, den die heimische Industrie braucht (Stahl-Direktreduktion, chemische Industrie). Importieren werden wir eher Wasserstoff-Folgeprodukte wie Ammoniak und Methanol, die wir sonst selbst aus Wasserstoff hergestellt hätten, weil die sich leichter transportieren lassen. Ich finde es logisch, diese SOEC dann fallweise im Gegenrichtung als SOFC zu betreiben und so unsere Reservekraftwerke für die Dunkelflaute zu realisieren. Dann stehen die nicht die meiste Zeit rum, sondern tun ebenfalls was sinnvolles. In kleinen Einheiten wird sowas von Reverion produziert (auch in einer Biogas-Variante mit CCU), auch Sunfire hat gerade ein Projekt gemeldet: Rekordwirkungsgrad: Grüner Wasserstoff aus Raffinerie-Abwärme
Dieselkraftwerke war flapsig ausgedrückt, ich meine natürlich billige Ölkraftwerke, die mit dem deutlich günstigeren Heizöl oder noch günstigerem Schweröl betrieben werden. Der etwas höhere Strompreis ist bei den paar hundert Stunden im Jahr ziemlich irrelevant. Und diese Back-up Kraftwerke sollen auch gerade ja nicht die kurzfristigen Schwankungen im Minuten-/Stundenbereich ausgleichen (diese können gut durch die Batteriespeicher ausgeglichen werden), sondern eben mal eine Woche lang einfach mal mehrere GW Grundlast liefern. Und der höhere Verschleiß ist natürlich auch egal, wenn man nur ein paar hundert Betriebsstunden im Jahr hat. Es ist eben ökonomisch falsch, für so kurze Einsatzzeiten ein teures hocheffizientes Gaskraftwerk hinzustellen. Es gibt meines Wissens auch Überlegungen, die ganz vielen kleinen Erzeugungseinheiten (oft eben auch Motoren-BHKWs,…) in Deutschland für die Dunkelflauten zu nutzen.
Wie wäre es einfach mal, wenn in Zeiten von geringer EE-Leistung weniger verbraucht würde durch Anreize?
ich kenne mich nicht so gut aus, aber ich glaube, man sollte einfach mal geistig flexibel alle Möglichkeiten einbeziehen, als eine vermeintlich einfache Lösung zu suchen.