„Fusionsenergie ist bezahlbar“ steht in dem aktuellen Positionspapier des @BMBF_Bund. Auf die Frage nach Kostendetails verweist das Ministerium auf eine 18 Jahre alte Studie. Ich versuche mal die Ergebnisse mit dem heutigen Wissen einzuordnen… (1/7)
In der Studie werden Fusionskraftwerke untersucht: Modell A und B stehen für die 1. Generation. C und D sind „futuristisch“. Als Stromerzeugungskosten werden 9 (Modell A) bzw 8 Cent/kWh (Modell B) angegeben. Ich sehe drei Aspekte, warum die Kosten höher liegen sollten. (2/7)
Erstens die allgemeine Preisentwicklung: Gewerbliche Güter und auch konventionelle Kraftwerke kosten heute etwa 50% mehr als 2005 - Inflation über 18 Jahre. (3/7) destatis.de/DE/Themen/Wirt…
Zweitens waren die erwarteten Kosten von ITER Basis der Kostenschätzung. Der Bau von ITER wurde damals mit 5 Mrd. Euro veranschlagt, inzwischen liegt man bei mindestens 20 Mrd. Euro. (4/7)
Drittens wurde angenommen, dass die Kraftwerke eine hohe Auslastung von 75% haben, also etwa 6500 Volllaststunden im Jahr Strom erzeugt. Das passt nicht zum zukünftigen Strommarkt mit hohen Anteilen von Wind und Photovoltaik und vielen Zeiten mit mehr als genug Stromangebot (5/7)
Wenn man die drei Faktoren für Modell A vorsichtig hochrechnet (Investition nur verdoppelt auf 13 statt 6,5 Euro/Watt, elektrisch), Inflationsaufschlag von 50% für die anderen Kosten und 3.500 VLH annimmt, kommt man auf Stromgestehungskosten von 30 Cent/kWh. (6/7)
Achtung: Ob man jemals bis zu einem kommerziellen Kraftwerk kommt, ist ungewiss. Eine Angabe von möglichen Stromerzeugungskosten ist heute nicht seriös möglich. Das hier war nur der Versuch die Werte der alten Studien vereinfacht upzudaten. (7/7)
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Ich verstehe die Sorge von @MPKretschmer über die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie. Günstiger Strom ist für die Industrie wichtig. Man sollte aber möglichst differenziert hinschauen. (1/6)
Je nach Branche ist der Stromverbrauch unterschiedlich. Im Mittel über die Industrie entsprechen die Stromkosten etwa 2,7% der Wertschöpfung. Im Maschinenbau sind es oft nur 1%, während in stromintensiven Betrieben (z.B. Chemie, Papier) die Stromkosten bei 15-20% liegen. (2/6)
Vor dem Hintergrund dieser Unterschiede und der internationalen Wettbewerbsfähigkeit gibt es in Deutschland Regelungen zur Entlastung des Strompreises für stromintensive Branchen, z.B. durch ermäßigte Netzentgelte, gesenkte Stromsteuer und die Strompreiskompensation. (3/6)
Jetzt ist unsere neue Studie zu „resilienten Lieferketten für die Transformation zur Klimaneutralität“ endlich fertig. Diese haben wir von @Prognos_AG zusammen mit dem @oekoinstitut und @Wupperinst für die @StiftungKlima erstellt. Hier sind die wesentlichen Ergebnisse… (1/10)
Krisen zu bewältigen ist nicht nur eine ökonomische Herausforderung, sondern eine Frage der nationalen Sicherheit, Souveränität – und der Erreichung der Klimaziele. Für die Transformation unserer Wirtschaft haben wir diese 7 Schlüsseltechnologien identifiziert. (2/10)
Bei diesen 7 Technologien (PV, Windkraft, Li-Ionen-Batterien, Permanentmagnete, Elektrolyseure, WP und grüner Stahl) gibt es aus Resilienz-Perspektive unterschiedliche Problemlagen und Lösungsansätze. Hier mal vier Beispiele. (3/10)
Neue Daten für das 1. Halbjahr 2023 von der AG Energiebilanzen. Gibt paar spannende Entwicklungen: Im Vergleich zum Vorjahr ist der Gesamtenergieverbrauch (Primärenergie) um 7,1 % gesunken und die CO2-Emissionen um 8 %. (1/7)
https://t.co/GIDrnlP1fsag-energiebilanzen.de
Wie erklärt sich der hohe Rückgang? Genannt werden die hohen Energiepreise und die relativ schwache Konjunktur (Null-Wachstum im 1. Halbjahr) als wesentliche Gründe. Ein Faktor werden auch weiterhin wirkende und neue Effizienzmaßnahmen sein. (2/7)
Was passiert beim Strom? Hier ist der Verbrauch um 16 TWh bzw. 16% gesunken, durch die geringe Produktion von energieintensiven Produkten (Chemie, Papier, Elektrostahl usw.) und voraussichtlich auch Einsparungen höhere Effizienz in Gebäuden. (3/7)
Es gibt einige sehr detailliert durchgerechnete Studien, die zeigen wie hohe Wind und PV-Anteile gut genutzt werden können. Ich erläutere Ihnen gerne die wesentlichen Hebel und bin offen für eine Diskussion mit Ihnen... (1/6).
1) Stromaustausch mit dem Ausland: Durch den Stromhandel und den Ausbau der Interkonnektoren wird die EE-Stromerzeugung vergleichmäßigt und vorhandene große Speicherkapazitäten (z.B. in Skandinavien und den Alpen) können besser genutzt werden (2/6).
2) Stromspeicher: Pumpspeicherkraftwerke bieten kaum noch Potenzial. Aber bei Batteriespeicher gibt es beachtliche Kostendegressionen und bis 2030 ist ein Ausbau auf etwa 30 GW realistisch. Vehicle-to-Grid könnte nochmal soviel Rückspeisekapazität bieten (3/6).
Kurze Einordnung zu dem NZZ-Artikel über die Windenergie. Ja, die Stromerzeugung der Windenergie ist vom Wetter abhängig und nicht konstant und im Norden weht der Wind stärker als in Süddeutschland. Soweit bekannt (1/8).
Ab 30% Jahresauslastung wird von guter Auslastung, unter 20% von schlechter Auslastung gesprochen. Die Grenzen sind willkürlich festlegt. Nach der Definition hätte sogar Photovoltaik in der Sahara keine gute Auslastung oder auch die Wasserkraft (27%) in der Schweiz (2/8).
Stromerzeugungskosten sind als Kriterium für viele Fragen ein besseres Kriterium für die Bewertung von Kraftwerken. Dabei schneidet Windenergie zusammen mit PV in Deutschland am besten ab. Windenergie hat zudem den Vorteil besonders im Winterhalbjahr gut verfügbar zu sein (3/8).
Der Abschlussbericht der Gaskommission ist jetzt da – auch mit drei Prüfvorschlägen zum Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz... (1/4) bmwk.de/Redaktion/DE/P…
Eine Beschränkung der Förderung auf H2-ready-fähige Anlagen wird vorgeschlagen. Diese Anforderung war bereits Thema der diesjährigen Diskussionen zum KWKG und wird ab 2023 für Anlagen ab 10 MWel gelten (2/4).
Pönalefreie Rückgabe von KWK-Projekten, wenn alternative Lösungen für die Wärmeversorgung gefunden werden. Gute Idee. Das könnte für ein paar Projekte den direkten Umstieg auf EE-Wärme erleichtern (3/4).