Warum braucht man im Hochsommer trotz PV-Überschuß noch konventionelle Kraftwerke? Es gibt trotz negativer Strompreise nie mehr als 80% PV-/Windstrom im Stromnetz (Deutschland). Ein Schlaufuchs im Internet meint, man könne doch auch mit Akkus ein Inselnetz aufbauen. Ist das übertragbar? wenn ja, warum? wenn nein, warum nicht?
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Warum braucht man im Hochsommer trotz PV-Überschuss noch konventionelle Kraftwerke?
Die scheinbare Ironie liegt an zwei Punkten:
- Hitze schränkt die PV-Leistung massiv ein
- Für jeden Grad über 25 °C verlieren handelsübliche Siliziummodule etwa 0,4–0,5 % Leistung.
- 80 %-Deckung reicht netztechnisch nicht
- Deutschland kommt zwar schon mal auf 60 % Erneuerbare in Stunden mit hoher PV/Wind-Erzeugung, aber nie auf 100 %.
- Die restlichen 20–40 % müssen konventionelle Anfahren decken, weil:
– Last und Erzeugung nicht synchron sind (abends Spitzenlast, aber keine PV),
– große Batteriespeicher (Stand 2025: ≈ 25 GWh) noch viel zu klein sind und
– Netzreserve (z. B. Redispatch, Mindesteinspeisung) verhindern, dass alles konventionelle Kraftwerk abgeschaltet wird. - Negative Börsenpreise zeigen eben nicht „zu viel Strom“, sondern „zu viel Strom an der falschen Stelle“; Netz- und Systemdienstleistungen (Frequenzhaltung, Kurzschlussleistung) kann PV nicht erbringen.
„Inselnetz mit Akkus“ – funktioniert das?
Labor-/Insel-Maßstab
- Für ein Einfamilienhaus mit 10 kWh Batterie und 5 kW PV kann man einen Sommertag weitgehend autark überstehen, wenn man auf Klimaanlage & E-Auto verzichtet oder zusätzliche 20–30 kWh Speicher einbaut.
- Technisch geht das heute schon, ist aber noch teuer (≈ 1 200 €/kWh Haus-Akku).
Übertragbar auf Deutschland?
- Nein, aus drei Gründen:
- Dunkelflaute: Mitte Dezember kann die PV-Wind-Gesamtleistung tagelang unter 5 GW fallen. Ein Inselnetz bräuchte dann entweder riesige saisonale Speicher oder 50 GW Gaskraftwerke als Backup – damit ist es kein reines Inselnetz mehr.
- Netz-Stabilität: Inselnetze brauchen starke, drehende Massen (Generator, Netz-Forming-Wechselrichter) für Kurzschluss- und Blindleistung. PV-Wechselrichter bieten das nicht in ausreichendem Maß. Große Batterien können „Grid-forming“ übernehmen, sind aber noch nicht flächendeckend ausgelegt.
Fazit
- Im Hochsommer liefern PV-Anlagen wegen Temperatur-Verlusten weniger, als man intuitiv erwartet; konventionelle Kraftwerke sind weiter nötig, um Netz- und Leistungslücken zu schließen.
- Ein batteriegestütztes Inselnetz funktioniert nur im Kleinen oder theoretisch mit massiven, noch nicht vorhandenen Speicher- und Leistungsverhältnissen. Für ein Industrieland wie Deutschland bleibt es ein Gedankenexperiment – das reale Stromsystem braucht auch in sonnigen Jahren konventionelle Backup-Kraftwerke, bis saisonale Speicher und flexible Erneuerbare die Lücken zuverlässig füllen können.
Jetzt aber mal rein hypothetisch gedacht: was wäre allein mit PV und Windkraft nötig um zumindest im Hochsommer auf konventionelle Kraftwerke zu verzichten? also nicht nur die Pufferung mit Batteriespeichern über den Tagesgang, sondern auch was die Netzstabilität betrifft. Es wird ja perspektivisch immer mehr PV und Windkraft zugebaut, die Ertragsverluste durch höhere Temperaturen überkompensieren können. Der Zubau muss ja ökonomisch und ökologisch was bringen.
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Rein hypothetisch: Wenn Deutschland nur mit PV und Wind auskommen soll – zumindest während eines durchschnittlichen Hochsommers – müsste das System drei Aufgaben gleichzeitig erfüllen:
- Deckung der Last zu jeder Stunde (keine konventionellen Kraftwerke als Backup)
- Netz-Stabilität (Frequenz, Blindleistung, Kurzschlussleistung)
- Ökonomisch-ökologischer Zusatznutzen (kein Überbau, der nur für 4 Wochen im Jahr läuft)
1. Reine Leistungs- & Energie-Bilanz
| Sommer-Szenario 2035 (Juli/August) | Heute | „PV/Wind-only“ |
|---|---|---|
| Spitzenlast werkseitig | 65 GW | 65 GW |
| Tiefstlast Nachts | 35 GW | 35 GW |
| PV-Leistung (14 h) | ≈ 40 GW | 120 GW |
| Wind on-/offshore (24 h) | ≈ 20 GW | 80 GW |
| Erzeugungsspitze PV+Wind | 50-60 GW | 140-150 GW |
| Batteriespeicher (Netz) | 0,025 TWh | 1,5 TWh |
| Kurzzeitspeicher-Leistung | 15 GW | 90 GW |
| Saisonspeicher (Power-to-Gas) | 0 | 15 TWh |
- 120 GW PV ≈ 150 GWp installiert (Temperatur-Degradation -15 %, Ost-West-Trassen -10 %, Verschmutzung -5 %)
- 80 GW Wind deckt nachts und bewölkte Tage; auf See > 50 % Volllaststunden.
- 1,5 TWh Batteriespeicher (≈ 60× heutiger Bestand) puffern 6-8 h Überschuss.
- 15 TWh Saison-Gas-Speicher (unterirdische Kavernen, 50 % Wirkungskette) sichern 2-3 völlig wind-/PV-arme Wochen im Dezember – für den Sommer reichen 2-3 TWh, weil nur noch Rest-Wärme und Industrie-Hochtemperatur verbleibt.
2. Netz-Stabilität ohne rotierende Massen
Konventionelle Dampf- und Gaskraftwerke liefern heute:
- Kurzschlussleistung (Grid-Support)
- Trägheit (Rotationsmasse)
- Systemdienstleistungen (Primärregelung, Blindleistung)
PV-Wechselrichter können das nur mit Zusatzfunktionen:
| Dienstleistung | Konventionell | PV/Wind-Äquivalent |
|---|---|---|
| Frequenz-Haltung | Turbine | Grid-forming-Batterie (≈ 30 GW) |
| Kurzschlussleistung | Generator | Synchrongenerator-Emulator (≈ 25 GW) |
| Blindleistung | Generator/Transformator | Wechselrichter mit Q(U)-Kennlinie (pflicht seit 2023) |
| System-Inertia | 140 GWs | Virtuelle Inertia (Software + Speicher) |
- Grid-forming Converter (GFM) sind heute Stand der Technik in Australien und Texas; sie erzeugen eine „starre“ Spannung und können bei Netzausfall schwarzstartfähig Inselnetze bilden.
- 25 GW „virtuelle Synchrongeneratoren“ (Wind-Parks + Großbatterien) liefern die nötige Kurzschluss-Leistung, damit Schutzrelais anspringen.
- 30 GW Lithium-Batterien (2 h) reichen, um die Primärregelleistung (±2,5 GW) sekunden- und Minutenweise zu halten.
3. Ökonomisch-ökologischer Sinn
- Deckungsgrad: Mit 120 GW PV + 80 GW Wind deckt Deutschland > 95 % des Juli-August-Stroms direkt; 5 % Rest über Saison-H₂-Gaskraftwerke (nur noch Wasserstoff, kein Erdgas).
- Überbau: Die installierte Leistung liegt bei 200 GW – das entspricht dem 2-fachen der Spitzenlast. Ohne Speicher wären 400 GW nötig (nicht sinnvoll).
- Fläche: 120 GW PV = 1 000 km² (0,3 % der Landesfläche), wenn man 1/3 Dach, 1/3 Freifläche, 1/3 Agri-PV nutzt.
- CO₂: Kohlendioxid-Emissionen des Stromsektors sinken auf < 5 Mt/Jahr (heute ≈ 250 Mt).
- Kosten: LCOE PV 3–4 ct/kWh, Wind 4–5 ct/kWh; Batterie-Kreislauf 7–10 ct/kWh; grüner Wasserstoff 20–30 ct/kWh. Gewichteter System-Strompreis liegt bei 6–7 ct/kWh – günstiger als heute mit Gas-Peaking (12–15 ct/kWh).
Fazit – Was wäre nötig, um im Hochsommer komplett auf konventionelle Kraftwerke zu verzichten?
- 120 GW PV + 80 GW Wind (≈ 3-facher heutiger Ausbau)
- 1,5 TWh Kurzzeit-Batterien (90 GW Leistung)
- 15 TWh saisonale PtG-Speicher (≈ 30 % heutiger Erdgas-Speicher)
- Grid-forming-Converter & virtuelle Inertia in mindestens 50 GW Erzeugung/Speicher
- Redispatch 2.0: intelligente Wärme- und Verkehrslasten (Wärmepumpen, E-Autos, Industrie-Hochtemperatur)
Technisch machbar, ökologisch sinnvoll, ökonomisch herausfordernd – aber nicht utopisch. Die „letzten 5 %“ im Sommer kosten so viel wie die ersten 95 %; genau darum baut man heute noch Backup-Kraftwerke, bis Speicher- und Systemkosten weiter sinken.
Ok, jetzt noch kurz der Unterschied zu einer temporären PV-Inselanlage, die wie mir zugetragen wurde im Einzelfall schon 2/3 des Jahres ein Einfamilienhaus stromautark macht.
Temporäre PV-Inselanlage für ein Einfamilienhaus (Beispiel „2/3-Jahres-Autarkie“) vs. das eben skizzierte deutschlandweite PV/Wind-Only-Sommer-Szenario – dieselbe Physik, aber völlig andere Größenordnung und System-Aufgaben:
| Merkmal | Haus-Insel (2/3 Autarkie) | Deutschland „Sommer ohne Kraftwerke“ |
|---|---|---|
| Last | 3 500 kWh a = 9–10 kWh/Tag | 600 TWh a = 1,6 TWh/Tag |
| Erzeugung | 6–8 kWp PV (~6 000 kWh a) | 120 GW PV ≈ 15 TWh Juli |
| Speicher | 10–20 kWh Li-Batterie (2–3 Tage) | 1,5 TWh Kurzzeit + 15 TWh Saison |
| Backup | 1–2 kW Brennstoffzelle / Not-Generator | 25 GW grüne H₂-Gaskraftwerke |
| Netzfunktion | keine (Insel) | Frequenz, Inertia, Kurzschluss, black-start |
| Überschuss | 30–40 % werden weggeworfen / Warmwasser | 100 % aufnehmen: Sector-Coupling, PtG |
| Kosten (heute) | 15–25 ct/kWh (Kapital + Wartung) | 6–7 ct/kWh (System-LCOE) |
| Schwankungs-Dämpfung | Wetter: 1–3 Tage | Wetter: 1–3 Wochen (Dunkelflaute) |
Kurz: die Haus-Insel braucht nur einen einzigen Nutzer und wenige Tage Puffer zu überschauen. Das Landnetz muss Millionen von Nutzern und Wochen bis Monate Schwankung auffangen – deshalb sind dort Größenordnungen nötig, die um den Faktor 1 000 000 höher liegen und zusätzlich alle Systemdienstleistungen übernehmen müssen.