von Günter Keil, Michael Limburg und Burkard Reimer

Hinweis zur Einordnung dieses Papiers

Die Autoren wirken in einer Gruppe von Fachleuten mit, die Bewertungen und Vorschläge zur Energiepolitik für die Partei „Alternative für Deutschland “ (AfD) erarbeitet. Es handelt sich dabei um den Bundesfachausschuss Energiepolitik (BFAE) der AfD.Der Inhalt des vorliegenden Papiers ist zum Teil in die Programm-Arbeit der AfD eingeflossen, es gibt jedoch ausschließlich die Meinung der Autoren wieder und ist kein Programm-Papier der AfD. Politische Grundsätze und Ziele dieser Partei werden auf einem in Vorbereitung befindlicher Programmparteitag nach eingehender Beteiligung ihrer Landesverbände beschlossen – dieser Prozess und seine Ergebnisse bezüglich der künftigen Energiepolitik der AfD sind abzuwarten.

Fortsetzung des ersten Teiles (den finden Sie hier)

2.3    Ein weiteres Milliarden-Grab – die Energie-Einspar-Verordnung EnEV und das Erneuerbare-Energien-Wärme-Gesetz EEWärmeG 

Wesentliche Komponenten der Energiewende sind die Energie-Einspar-Verordnung EnEV (47), die auf dem Energie-Einsparungs-Gesetz EnEG beruht, und das Erneuerbare-Energien-Wärme-Gesetz EEWärmeG (48). Wie bei dem EEG und der Energiewende werden die erforderlichen Kosten zur Umsetzung von der Regierung und den Profiteure klein geredet oder verschwiegen. Beide Maßnahmen sollen den Verbrauch von vorwiegend fossilen Energieträgern für das Heizen privater und öffentlicher Gebäude vermindern und damit der geplanten Absenkung der CO2-Emissionen dienen.  Die EnEV wurde 2002 erlassen. Zwischenzeitlich wurde sie mehrfach mit dem Ziel novelliert, zuletzt 2013, insbesondere die Forderungen an die Wärmedämmung und die Heizsysteme der Gebäude, weiter zu verschärfen .

Beide gesetzlichen Maßnahmen stehen deutlich seltener als das EEG im öffentlichen Fokus. Obwohl die erhofften Wirkungen der Verbrauchsminderung nachweislich nur bei wenigen Gebäude-Konstruktionen mit schlechter Wärmedämmung, wie z.B. bei dünnen Wänden mit geringer Masse, die in den 50er und 60er Jahren errichtet worden sind,  eintreten. Dagegen verursachen sie häufig massive Schäden z.B. durch mangelhaften Luftaustausch in den Innenräumen, aber auch durch Durchfeuchtung, Algen- und Pilzbefall der Außenwände. Zudem sind insbesondere Styropor-Dämmmaterialen gute Brandbeschleuniger, so dass im Brandfall die Feuerwehr einen kontrollierten Abbrand bevorzugt, statt zu löschen.

Eine messbare Verminderung des Energie-Verbrauchs wird hingegen nur selten erreicht, oft tritt das Gegenteil ein, da die Dämmmaterialien das Eindringen der durch die Sonnenstrahlung erzeugten Wärme in die Außenwände weitgehend verhindern.

Da die EnEV seit Jahren großräumig in allen Teilen des Landes angewendet werden muss, führt sie in großem Umfang zu einer Zerstörung der verbauten Materialien und damit der Bausubstanz bei gleichzeitig extrem aufwendiger und damit kostspieliger Umhüllung der Fassadenflächen. Die Kosten, die der Vermieter ggf. auf die Mieter abwälzen kann, sind erheblich, und werden bis zum Ende des Programms 2050 ca. 3 Billionen € allein durch die Fassadendämmung erreichen. Da die Dämmung oft mit einer ohnehin notwendigen Renovierung der Fassade einhergeht, werden die für die EnEV aufzuwendenden Beträge in der Regel weniger sichtbar. Kaum einer der Auftraggeber der Dämmmaßnahmen macht sich die Mühe diese Kosten herauszurechnen. So fehlt die Transparenz. Die Kosten belaufen sich pro m3 umbauten Raumes auf derzeit ca. 200 €, amortisieren sich aber nur selten. In so gut wie in keinem Fall geschieht das innerhalb der in der EnEV vorgegebenen Amortisationszeit von 10 Jahren.

In der Studie von Prof. Simons, Forschungsinstitut empirica, Berlin, „Energetische Sanierung von Ein- und Zweifamilienhäusern“ (49)  wurden zur Beurteilung des energetischen Zustands der Gebäude in die Berechnungen die Heizungsanlage,  Fenster, Außenwanddämmung, obere Geschossdecke/Dach und Fußboden/Kellerdecke einbezogen. Zusammengefasst kommt die Studie zum Ergebnis, dass eine energetische Sanierung im Regelfall unwirtschaftlich ist, da die eingesparten Energiekosten nicht die Kosten dieser Sanierung decken. Der mittlere Energieverbrauch von nicht wesentlich modernisierten Ein- und Zweifamilienhäusern beträgt 167 kWh/(m²a). Bei Energiekosten von 0,08 €/kWh belaufen sich die Energiekosten vor Sanierung auf 13,36 €/(m²a). Unterstellt, durch eine energetische Sanierung ließen sich tatsächlich 60 % der Energie einsparen – ein ambitioniertes Einsparziel, das in der Realität nur selten erreicht wird – so sinken die Energiekosten um 8,01 €/(m²a). Innerhalb von 15 Jahren summieren sich die eingesparten Energiekosten entsprechend auf 120 €/m² und damit bei Weitem nicht auf die Sanierungskosten, die bereits bei einfachen Fällen zwischen 300 und 500 €/m² liegen.

Auf einer Fachtagung zur Gebäudesanierung stellte Prof. Simons fest (41):

„Eine Sanierung trotz noch relativ gutem Zustand der Bauteile macht wenig Sinn“. Und weiter: „Besonders die Materialkosten der energetisch relevanten Bauprodukte sind in den Jahren 2000-2011 zwischen 10 und 50% angestiegen“. Auch eine aktuelle Studie der Kreditanstalt für Wiederaufbau KfW beleuchtete das Dilemma steigender Bauproduktpreise und deren Auswirkung auf die dadurch weiter sinkende  Wirtschaftlichkeit energetischer Modernisierungs-Maßnahmen (42). Hierzu M. Kleemann, Jülich: „Neben der oftmals sehr knappen Wirtschaftlichkeit energetischer Sanierungsmaßnahmen mit Amortisationszeiten von über 25 Jahren (!) ist auch das „Dilemma der mittleren Qualität“ ein Problem. Das Anforderungsniveau … wird nur zu 69% umgesetzt“.

Zweck des am 01.01.2009 in Kraft getretenen EEWärmeG ist 1. der Klimaschutz, 2. die Schonung fossiler Ressourcen, 3. die Senkung von Energieimporten, 4. die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Wärme und Kälte aus „Erneuerbaren Energien“ EE und 5. bis 2020 den EE-Anteil am Endenergieverbrauch für Wärme und Kälte auf 14% zu erhöhen (Ist 2011: 10,2%). Es ist damit das zentrale regulatorische Instrument, um den Einsatz von EE im Gebäudesektor  und weitere  Maßnahmen voranzutreiben.

Bei Neuerrichtung von Gebäuden müssen die Eigentümer für die Erzeugung von Wärme und Kälte bestimmte Anteile an der gewählten „Erneuerbaren Energie“ nutzen (48 § 5, § 7). Die Mindestanteile sind u.a.: Für Solare Strahlung 15%; für feste Biomasse 50%; für Geothermie oder Umweltwärme 50%. Bei s.g.  Ersatzmaßnahmen gilt ein Mindestanteil von 50% bei Nutzung von Abwärme oder KWK-Anlagen. Als Ersatzmaßnahmen kann z.B. auch die zusätzliche Einsparung von Energie durch besonders gute Wärmedämmung der Gebäudehülle angerechnet werden, wenn der jeweilige Höchstwert des Jahres-Primärenergiebedarfs nach der EnEV um mindestens 15% unterschritten wird. Fernwärme und Fernkälte gelten nur dann als Ersatzmaßnahme, wenn sie zu einem wesentlichen Anteil aus EE oder zu mindestens  zu 50% aus der Nutzung von Abwärme oder von KWK-Anlagen oder aus einer Kombination der drei Varianten stammt.

Die bei derartigen Zwangsmaßnahmen eintretenden Reaktionen der Betroffenen beklagte die Bundesregierung bereits 2012 in einem „Erfolgsbericht“ des BMU (40): „Es zeigten sich sogar rückläufige (!) Trends beim EE-Anteil an Sanierungsmaßnahmen.“ Offenbar versuchen die Bürger nicht nur mit der Verschiebung von eigentlich fälligen Erneuerungen ihrer Heizungsanlagen den Einbau teurer EE-Anlagen zu vermeiden; sie haben alte Anlagen repariert und sie zum Teil wiederum unauffällig durch funktionierende Anlagen ersetzt. Diese Zwangsmaßnahmen führen mit Sicherheit dazu, dass sich ein Schwarzmarkt für die Installation von Heizungsanlagen entwickelt, die keine EE-Anlagen einbeziehen, die aber sehr wohl aus modernen und effizienten konventionellen Anlagen – z.B. Brennwertkessel – bestehen können.

Auch von E. Gawel et al (39) wird diese Entwicklung beklagt: „Kritisch bei einer anlassbezogenen  Nutzungspflicht (Anm.: einer Modernisierung) im Bestand sind die möglichen Auswirkungen auf die Heizungs-Modernisierungs-Rate, soweit Investoren Sanierungen hinauszögern, um den gesetzlichen Geboten bei unzureichender Wirtschaftlichkeit zu entgehen“

Die Öko-Bürokratie in den Berliner Ministerien wird diesen logischen Reaktionen der Betroffenen auf die  gesetzlich vorgeschriebene Installation unwirtschaftlicher Anlagen sehr wahrscheinlich mit Verschärfungen begegnen. Das könnte vor allem einer Ausdehnung der EnEV und des EEWärmeG auf alle Bestandsgebäude  bedeuten. Die wirksamste und wahrscheinlichste neue Zwangsmaßnahme wird vermutlich eine Modernisierungspflicht für alle Heizungsanlagen sein, die ein bestimmtes Alter erreicht haben, wobei dann EE-Anlagen eingesetzt werden müssen.

Die Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena) und die Allianz für Gebäude-Energie-Effizienz (geea) haben sich bereits für eine „deutliche Verschärfung der Anforderungen an Neubauten“ ausgesprochen.

Der Bundesrat hat – wie auch die geea – die Bundesregierung aufgefordert, das Ordnungsrecht zur Energieeffizienz von Gebäuden zu vereinfachen, indem die EnEV und das EEWärmeG zusammengelegt werden. Das bildet dann auch die Gelegenheit, endlich alle Bestandsgebäude diesen Regelungen zu unterwerfen.

(Anm.: Die dena gehört zu 50% dem Staat, zu 26% der mehrheitlich bundeseigenen Kreditanstalt für Wiederaufbau KfW. Die geea wurde von der dena gegründet und versteht sich als „Plattform der Akteure (Anm.: Profiteure) in den Branchen Bauen und Energie“; sie wird von der dena koordiniert.)

Der Wärmesektor ist jedoch der einzige Bereich, in dem in Deutschland die Energie der Sonnenstrahlung – und zwar auch ihr beträchtlicher Rot- und Infrarotanteil – wirtschaftlich genutzt werden kann. Ferner bietet auch die Nutzbarmachung der Umwelt- oder Erdwärme zu Heizungszwecken – z.B. mittels der Wärmepumpen-Technik – eine weitere sinnvolle Anwendung für die regenerativen Energien in Deutschland.

Bei einer konsequenten Förderung der betreffenden Forschung und Entwicklung (F&E) mit Fokus auf eine Senkung ihrer Investitions- und Betriebskosten stellt dies eine große Chance für eine importunabhängige und kostengünstige Klimatisierung der Gebäude dar. Kostenintensive

Markteinführungsmaßnahmen hingegen bringen keine qualitativen Verbesserungen und sollten niemals vom Staat gefördert werden. Die Fokussierung der Regierungen auf die Stromerzeugung mit „Erneuerbaren“ war und ist ein grundsätzlicher und sehr teurer politischer Fehler. Der verspätete Versuch auch im Gebäudebereich die „Erneuerbaren“  für Techniken zur Erzeugung von Wärme und Kälte zu erschließen, beruht abermals auf Zwang und bevorzugt wiederum die unwirtschaftlichen, aber politisch-ideologisch gewollten EE-Technologien (siehe Kapitel 2.3). 

Im Kapitel 2.13 sind die notwendigen F&E-Maßnahmen zusammengestellt worden.

Vorschlag:

Die EnEV und das EEWärmeG sind ersatzlos abzuschaffen. Es muss den Bauherren oder Gebäudebesitzern überlassen bleiben, ob und wieviel Geld er/sie in die Wärmdämmung, die Heizungsanlage, die Pflege  und den Erhalt der Gebäude stecken.

2.4  Das Speicher-Dilemma

Die Regierung hat seit Einführung des EEG mit ihrer massiven Förderung der vom Tageslicht und vom Wind abhängigen Stromerzeugung von Anfang an ignoriert, dass dieser „Flatterstrom“ ohne die Möglichkeit seiner großtechnischen Speicherung für einen hochentwickelten Industriestaat weitgehend  wertlos, stattdessen aber sogar für die Netzstabilität problematisch ist. Zum Ausgleich der systembedingten kurzzeitigen starken Schwankungen des Wind- und Solarstroms sind riesige Speicher erforderlich, die es aber weder damals gab noch heute oder in absehbarer Zukunft geben wird.

Die Aufgabe solcher Speicher wäre es, nicht nur die kurzzeitigen Schwankungen der instabilen Stromquellen Wind und Sonne zu glätten sondern insbesondere im Winter längere Hochdruck-Wetterlagen mit Hochnebel und daher ohne Wind und mit stark verringerter Sonneneinstrahlung für mindestens 12 Tage zu überbrücken.

Hier bieten sich allein Pumpspeicher-Kraftwerke mit einem Wirkungsgrad von 75% an (8).  Die z.Z. vorhandene Speicher-Kapazität aller Pumpspeicher in Deutschland beträgt 40 GWh (Gigawatt-Stunden), womit Deutschland 40 min lang mit Strom versorgt werden könnte (9).

Um für 12 Tage die erforderliche Strommenge von 17.280 GWh über diese Speicherkraftwerke  sicherzustellen, müssten 2038 Pumpspeicher-Kraftwerke von der Größe Goldisthal neu errichtet werden. Goldisthal in Thüringen ist das größte Pumpspeicher-Kraftwerk Deutschlands und kann maximal 8,480 GWh speichern (Berechnung siehe Nr.1 der Anlage).

• Auch Prof. Sinn ging in seinem Vortrag auf das Problem der fehlenden Speicherkraftwerke ein (38).  Um den Flatterstrom aus Wind und Sonne bedarfsgerecht aus eigener Kraft anbieten zu können, kann er am effektivsten mit Hilfe von Pumpspeicher-Kraftwerken „geglättet“ werden. Das heißt aber auch: Solange das nicht realisiert ist,  muss  die installierte Leistung der herkömmlichen fossil-gefeuerten und Kern-Kraftwerke zu 100%  betriebsbereit vorgehalten werden. Nur so kann gegenwärtig der volatile Strom verstetigt  und in der Nacht bei Windstille aber oft auch über Tage nahezu vollständig ersetzt werden.

• Bei seinem Modell geht Prof. Sinn von der 2011 installierten Leistung an volatilem Wind- und Sonnenstrom und der in diesem Jahr gelieferten Strommenge aus. Er rechnet vor, wie viel Pumpspeicher nötig wären, um diese vergleichsweise kleine Strommenge von 68.500 GWh, das sind 11,2% des produzierten Bruttostroms (4) kontinuierlich liefern zu können.

• Für den Ausgleich der Windkraft-Fluktuationen ergibt sich folgende Rechnung (38, Video ab min. 43): Eine über das Jahr kontinuierliche Windstrom-Leistung von 5,1 GW, wovon insgesamt 0,9 GW ständig gesichert am Netz sind und 4,2 GW der Volatilität unterliegen, erfordert eine Speicherkapazität von 6600 GWh. Dafür müssten 6097 neue Pumpspeicher gebaut werden. Tatsächlich habe Deutschland aber nur 35 dieser Anlagen und selbst die wenigen neu geplanten Anlagen würden stärksten Bürgerprotest hervorrufen – siehe das Jochberg-Projekt am Walchensee in den Bayerischen Voralpen. Selbst wenn man mit 3,0 GW kontinuierlicher Windstrom-Leistung vorliebnimmt und den Strom aus der Leistungs-Differenz von 2,1 GW (5,1 GW – 3,0 GW), d.h. die Leistungsspitzen „verwirft“ –  benötigte man dennoch 456 neue Anlagen für das Speichern des volatilen Anteils aus der Leistung von 2,1 GW (3,0 GW – 0,9 GW).

• Wegen der Nacht gibt es überhaupt keine gesicherte Sonnenstrom-Leistung. Der volle Ausgleich der Sonnenstrom-Votalität von 2,2 GW mittlerer Jahresleistung würde noch einmal 3918 Pumpspeicher-Kraftwerke erfordern (38, Video ab min. 46). Da sich der Windstrom und der Sonnenstrom in gewisser Weise ergänzen – im Winter gibt es mehr Wind und im Sommer mehr Sonne – brauchte man für die Speicherung der Summe des Stroms aus 7,3 GW Wind- und Sonnenstrom-Leistung  „nur“ 3544 Speicher-Kraftwerke. Reduziert man das wieder auf 4,1 GW und verwirft die Leistungsspitzen von Wind- und Sonnenstrom bis 7,3 GW braucht man dann „nur“ 385 Speicher. Da noch der Wirkungsgrad der Pumpspeicher-Kraftwerke von 75% berücksichtigt werden muss, werden zur Glättung des volatilen Stroms aus einer Leistung von 3,2 GW (4.1 GW – 0,9 GW gesicherte Windstrom-Leistung) 437 Speicher gebraucht.

• Unter diesen Bedingungen würde man durch den 2011 produzierten Wind- und Sonnenstrom gerade einmal 4 Kernkraftwerke oder Kohlekraftwerke mit einer Leistung von 4,1 GW dauerhaft ersetzen können, davon knapp 1 Kraftwerk durch den kontinuierlich zur Verfügung stehenden Windstrom von 0,9 GW und gut 3 Kraftwerke durch den Bau von 437 Speicher-Kraftwerken. Somit kann nur 1 Kraftwerk bzw. eine Leistung von 0,9 GW endgültig still gelegt werden. Das dauerhafte Abschalten weiteren 3 herkömmlichen Kraftwerken bzw. Herausnehmen von 3,2 GW – d.h. von 4% – aus der aus Sicherheitsgründen vorzuhaltenden Leistung  von ca. 80 GW ist technisch und ökonomisch nicht lösbar. An diesem Beispiel sieht man noch einmal sehr deutlich, wie weit entfernt von leicht überprüfbaren mathematischen, naturwissenschaftlichen und ökonomischen Fakten sich alle Verfechter  der Energiewende bewegen und zur großen Volksverdummung über die Energiewende beitragen.

• Nach Prof Sinn ist sei auch die Idee unsinnig, die Batterien von Elektroautos als Speicher für das Stromnetz zu verwenden. Die von der Regierung bis 2020 erhoffte Zahl von 1 Million E-Autos würde – falls sie überhaupt als Speicher für das Netz zur Verfügung stehen würden –,6% der erforderlichen Speicherkapazität bringen. Für eine 100%ige Speicherung würde man 164 Millionen E-Autos brauchen, die ca. 254 Milliarden Euro kosten würden (38).

Die eignen Berechnungen für die immer wieder propagierte mögliche Versorgung mit 100% volatilem EE-Strom (siehe Anhang) ergeben folgende, sehr ähnliche  Resultate:

Um die o.g. 2038 Pump-Speicher-Anlagen mit ausreichend volatilem EE-Strom zu versorgen, müsste die Leistung der erneuerbaren Stromerzeuger von 62 GW im Jahre 2012 auf das  11-fache  ausgebaut werden. Beides ist illusorisch, denn  nicht einmal der hundertste Teil der erforderlichen Pumpspeicher-Kraftwerke könnte noch in Deutschland errichtet werden: Es fehlt der Platz; vom Widerstand der lokalen Bevölkerung ganz abgesehen, wie kürzlich am Beispiel der gescheiterten Rursee-Anlage in der Nordeifel zu sehen war. Und ein 11-facher Ausbau der volatilen EE-Stromer-Anlagen ist ebenso abwegig. Es kann niemals in Deutschland die notwendige Langzeit-Speicherkapazität errichtet werden, die für den geplanten Ausbau der Stromversorgung mit weitaus höherem Anteil an Wind- und Solarstrom unter der Bedingung einer ausreichenden Netzstabilität erforderlich wäre.

Deshalb kommen für die notwendige Stabilisierung des Stromnetzes gegen den fluktuierenden Wind- und Solarstrom fast ausschließlich konventionelle Kraftwerke in Frage – das sind Gas- und Kohlekraftwerke – die somit unverzichtbar bleiben. Allerdings sind gerade diese durch das zu bestimmten Zeiten erzwungene Überangebot des an der Strombörse gehandelten billigen EE-Stroms, der anschließend von den Verbrauchern über die EEG-Umlage teuer bezahlt werden muss, in ihrer Wirtschaftlichkeit und damit von Stilllegung bedroht – siehe Kapitel 2.6.

Damit ist die Absurdität der Energiewende-Planung mit ihren inneren Widersprüchen offensichtlich.  Deren Ziele sind ungeachtet der zu ihrem Erreichen verschwendeten Milliarden an € niemals auch nur im Entferntesten realisierbar.

Die Aussichten heute: Die Stabilität des Netzes nimmt weiter ab, aber dennoch wird der auf Kosten der Verbraucher verfolgte Ausbau der unberechenbaren Wind- und Solarstromanlagen – nach wie vor ohne Absicherung durch Speicher – sehr wahrscheinlich weiter fortgesetzt. Damit ist der Weg in die doppelte Katastrophe – eine unsichere Stromversorgung und die extrem hohen Stromkosten – vorgezeichnet, wenn nicht sehr bald ein radikaler Kurswechsel erfolgt.

2.5  Neue Speichertechniken ohne Chance zur Rettung der Energiewende

Da auch die Politik und die Verfechter der volatilen „Erneuerbaren“ die Unmöglichkeit für dieErrichtung der riesigen, zwingend benötigten Pumpspeicher-Kapazitäten in Deutschland stillschweigend akzeptieren, greifen nun die politischen Verteidiger der Energiewende zu der bewährten Methode der Herausstellung angeblicher technischer Alternativen sowie der Finanzierung von angeblich die Lösung bringenden  Entwicklungsprojekten – in diesem Fall also Stromspeichertechniken bzw. Techniken, die man so nennt, obwohl sie nur auf die Produktion von Gas oder Wärme aus EE-Strom hinauslaufen.

Wie meistens gibt es in der Technik verschiedene Lösungen für technische Probleme; das Deutsche Patentamt ist voll davon. Der immer über die Brauchbarkeit entscheidende Knackpunkt ist aber jeweils die Antwort auf die Fragen nach den Kosten, nach der Praktikabilität und – selbst bei den Techniken, die dafür eine positive Antwort versprechen – die Frage nach dem realistischen Zeitpunkt nicht nur der Entwicklungsarbeiten, sondern des Erreichens von Marktreife und Marktdurchdringung. Technische Laien können sich nur schwer vorstellen, dass die Zeit vom Beginn der Entwicklungsarbeiten bis zur Marktreife sehr oft 30 bis 40 Jahre dauert, wobei 20 Jahre bereits die erfreuliche Ausnahme bildet.

Ein Beispiel  ist die Brennstoffzelle. Diese Anlage vermag aus Wasserstoff und Sauerstoff durch „kalte Verbrennung“ Gleichstrom mit Wirkungsgraden von 50 – 60% zu erzeugen.  Seit 1970 hat der Staat  viele Millionen DM in die Entwicklung investiert. Leider ist diese Technik bis heute immer noch nicht ausgereift; es gibt nur wenige sog. Pilotanwendungen. Der Grund: Immer noch zu hohe Kosten und zu geringe Lebensdauer. Aus diesem Grund wird die Anwendung dieser nicht verfügbaren Technik in den unten beschriebenen Prozessen auch nicht berücksichtigt.

Das Dilemma der fehlenden großen Stromspeicher führt nun dazu, dass die Regierung damit begonnen hat, verschiedene Entwicklungen von neuen Speichertechniken zu fördern, die man zumindest der Öffentlichkeit als Hoffnungsvision darstellen kann. Dabei wird darauf vertraut, dass vor allem die Medien diese Aktivitäten als sog. Zukunftstechnologien lobend darstellen – und dass die Bürger einerseits die Schwächen dieser Systeme nicht durchschauen und andererseits annehmen, dass der Einsatz dieser Techniken in nächster Zukunft stattfinden kann und wird.

Man kann durchaus von einer Täuschung sprechen, denn wie unten gezeigt wird, besteht in keinem der Fälle eine Chance dazu.

In den folgenden Darstellungen wird wiederholt auf eine wichtige Kenngröße aller Anlagen der  Energieumwandlung und -Übertragung hingewiesen: Der Wirkungsgrad.

Das ist ein Maß für die Effizienz, mit der eine Anlage arbeiten kann. Er beschreibt das Verhältnis der abgegebenen Nutzleistung zur zugeführten Leistung und wird deshalb in Prozent angegeben.

Ein Pumpspeicherkraftwerk, das einen Wirkungsgrad von 70 % hat, vermag also von einer aufgenommenen Strommenge (z.B. 100 Megawattstunden, MWh) 70 Prozent wieder als Strom abzugeben – also 70 MWh Strom. Der Rest von 30 MWh elektrischer Energie geht als Verlustwärme verloren.

Bei einer Kette von hintereinander liegenden Anlagen erhält man den Gesamtwirkungsgrad durch einfache Multiplikation der Einzel-Wirkungsgrade.

Bei allen offiziellen Angaben zu Wirkungsgraden ist Vorsicht geboten, weil man damit die Effizienz einer Anlagentechnik erheblich auf dem Papier schönen kann – was auch gerade zu Gunsten politisch erwünschter Technologien oft und gerne geschieht.

Im Folgenden werden die als neue Speichertechnologien ins Rampenlicht gestellten Verfahren beschrieben und bewertet. Sie alle sollen den überflüssigen und nur das Netz störenden  Wind- oder Solarstrom nutzen und daraus Wasserstoff, synthetisches Erdgas oder auch wieder Strom erzeugen.

Die meisten nützlichen Zahlenangaben lieferte die Fa. ENERTRAG, die die Anlage in Prenzlau betreibt (51,54); s. auch die Lit. (55) und (56). Daten zu diesem Projekt in Anlage 2.

A.) Die Power-to-Gas-Technik  

Dieses Verfahren beginnt in allen seinen Varianten mit der Anwendung eines elektrochemischen Prozesses: Die Elektrolyse von Wasser mit Strom – woraus man Wasserstoff, Sauerstoff und Verlustwärme erhält.  Wollte man tatsächlich eine Speicherung des eingesetzten Stroms wie bei einem Pumpspeicherwerk, liegt hier bereits ein entscheidender Nachteil vor, denn aus der hochwertigen Elektroenergie wird unter Inkaufnahme hoher Verluste ein im Vergleich zur elektrischen Energie minderwertigerer Energieträger, ein Brenngas, erzeugt. Bei einem Pumpspeicherwerk erfolgt die Zwischenspeicherung jedoch in der Form von hochwertiger potenzieller Energie (die Höhe der Wassersäule), die direkt wieder über eine Turbinen-Generator-Kombination mit einem hohen Wirkungsgrad als Strom abgegeben wird.(6)

A 1) Die Erzeugung von Wasserstoff aus EE-Strom

Der aus dem Netz entnommene Wechselstrom muss gleichgerichtet werden, um dann in einer Elektrolyse-Anlage Wasser in Wasserstoff H2 Sauerstoff zu spalten. Ziel ist es, den Wasserstoff dem landesweiten Erdgasnetz zuzuführen. In diesem ist eine Wasserstoffkonzentration von 5% erlaubt.

Wirkungsgrad „EE-Strom zu H2“: – Gleichrichtung 94 %,   – Elektrolyse 80 %,  – Gesamt 75 %.

Probleme: a) Man hat keinen Strom gespeichert. Es wurde mit 25% Verlusten ein Brenngas erzeugt.

                 b) Es ist zunächst der Nachweis zu erbringen, dass Elektrolyseure, die unter Praxisbedingungen intermittierend bzw. fluktuierend im Zusammenspiel mit EE-Erzeugern eingesetzt werden, tatsächlich ein zufriedenstellendes Betriebsergebnis zeigen

                 c) Man muss große Mengen an H2 zwischenspeichern. Dessen Kompression erzeugt weitere Verluste zwischen 5 und 15 % (6).

 Kosten:     Die Kosten des so erzeugten Wasserstoffs werden vom Preis des EE-Stroms (bei direkter  Lieferung Windpark-zu-Anlage), von den o.g. Verlusten und von den Kapital- und Betriebskosten der Anlage und den Steuern bestimmt. 

Folgendes kann gut abgeschätzt werden:

–        Windstromkosten nach EEG: Land: 4,87 – 8,93 (Anfangsvergütung) Cent/kWh

                                                    Offshore: 19 Cent/kWh („Stauchungsmodell“)

–        mal Faktor 1,48 wegen der Verluste bis zur Elektrolyse (75%) und durch die folgende Verdichtung zur Gasnetz-Einspeisung (10 %); =    7,21 Cent/kWh für alte Land WKA                                                                                                         = 28,05 Cent/kWh für Offshore-WKA

–        Kapital- und Betriebskosten: Marktübliche jährliche Größen sind 7% für Verzinsung, 5% für eine 20-jährige Abschreibungsdauer und 7% für Betriebskosten – zusammen 19% p.a. von der Investition. Aus den Daten der Anlage in Prenzlau (Elektrolyseurkosten 10 Mio Euro, weitere Anlagen (geschätzt) 4 Mio Euro, Stromerzeugung 16.000 MW/a) ergeben sich  Kapital- und Betriebskosten von 16,6 Cent/kWh.

–        Damit Erzeugungskosten des ins Erdgasnetz eingespeisten H2:

= 23,7  bis 44,65 Cent/kWh 

–        Dazu Netzkosten, Erdgassteuer, Umsatzsteuer, Konzessionsabgabe: zus. 47%

–        Endpreis bei Bezug des Wind-Wasserstoffs über das Erdgasnetz:

=  34,8  bis 65,6 Cent/kWh, je nach Alter und Ort der Windräder.

–        Im Vergleich: Haushalts-Gaspreis: 7,1 Cent/kWh (Rhenag, Siegburg).

Je höher der Anteil an Offshore-Windstrom wird, umso teurer wird der Wind-Wasserstoff – d.h. bis zum 9-fachen des normalen Erdgaspreises.

Der so erzeugte Wasserstoff kann jedoch nur in beschränkten Mengen ins Erdgasnetz eingespeist

werden. Das verhindert einen flächendeckenden Einsatz dieser Technik. Bei größeren Anlagen wird diese Grenze rasch erreicht, weshalb dieses nur bis zur Wasserstofferzeugung reichende Verfahren relativ bedeutungslos bleiben wird. Deshalb hat man notgedrungen einen weiteren Schritt mit der Erweiterung dieser verlustreichen Verfahrenskette getan, um das Erdgasnetz voll als Endabnehmer nutzen zu können. Mit der Nachschaltung einer Methanisierungs-Stufe wird Synthetisches Erdgas SNG erzeugt (siehe A 3).  

A 2)  Die Erzeugung von Strom – über den Zwischenschritt Wasserstoff – mit Rückverstromung.

Zumindest mutet eine so aufgebaute Anlage wie ein Stromspeicher an, denn Strom geht hinein und wird wieder abgegeben. Dafür muss der Wasserstoff – nach Speicherung – in einem Wasserstoffmotor oder einer Gasturbine plus Stromgenerator verbrannt werden. Erhebliche Zusatzverluste sind der Preis.

Wirkungsgrad „EE-Strom zu H2 zu Strom“:

–        In A 1) ergab sich für die H2-Erzeugung 75 %.

–        Ein Gasmotor kann 40 % erreichen.

–        Eine 100 MW-Gasturbine bis 40 %; eine 10 MW-Gasturbine 35 %. Es wird hier

–        38 % angenommen.

Diese Anlage erreicht somit einen Wirkungsgrad von 0,75×0,38 = 28,5 %. Mit einem Stromspeicher hat das nichts mehr zu tun. Vielmehr handelt es sich bei einem Verlust von 71,5 Prozent um eine recht teure Energievernichtungs-Anlage.

                 

Probleme: a) Weil Überschuß-Windstrom im Netz nicht gebraucht wird, muss der erzeugte Wasserstoff erst einmal gespeichert werden, bis wieder Bedarf im Stromnetz entseht. Das führt zu einem erheblichen Speicherproblem.

                 b) Zwar nimmt die Anlage Strom auf, speichert den erzeugten Wasserstoff und erzeugt mit diesem wieder Strom, der abgegeben wird, aber die nochmals erhöhten Verluste sowie die ebenfalls höheren Kapitalkosten treiben diesen Strompreis weit über das Niveau der ohnehin schon hohen Kosten für den „gespeicherten“ Wind- oder Solarstrom. Der Gesamtwirkungsgrad von 30 % – also 70 % Verluste – ist nichts anderes als eine Katastrophe. Da hilft es nichts, einen Teil der Verlustwärme noch irgendwie zu nutzen.

 Kosten:     –  Wie in A 1) ergibt sich für die Wasserstofferzeugung

                     =    7,21 Cent/kWh für Strom aus alten Land-WKA                                                    =  28,05 Cent/kWh für Strom von Offshore-WKA

                  –  Die folgende Verstromung kann in Wasserstoff-Motoren oder Gasturbinen – jeweils mit  nachgeschalteten Stromgeneratoren – erfolgen. Deren Wirkungsgrad ist in beiden Fällen

                     ca. 38 %.

                  –  Bei großen Gaskraftwerken wird oft das sog. GuD-Verfahren eingesetzt, bei dem einer Gasturbine noch eine zweite Stufe – eine Dampfturbine – zur Abwärmenutzung nachgeschaltet wird, was Wirkungsgrade bis zu 60 % ermöglicht. Aufgrund der höheren Investitionskosten für GuD-Anlagen und der sehr wahrscheinlich geringen zeitlichen Auslastung in einem von EE-Stromerzeugern

dominierten System wird man vermutlich auf die teure Dampf-Zusatzstufe verzichten. Das bedeutet: Nur eine Gasturbine ohne Abwärmenutzung erledigt die Rückverstromung – mit dem o.g. Wirkungsgrad. Entsprechend sinkt der Gesamtwirkungsgrad der Anlage auf 25,6 %.

                   –  Zwischenergebnis:  18,96 bis 73,77 Cent/kWh

                   –  Hinzuzufügen: Kapital- und  Wartungskosten (bei 21 Mio Investitionskosten (54))

                      von 25  Cent/kWh:

                   –  Die Stromerzeugungskosten betragen dann:

                       =   44,0  bis 98,8 Cent/kWh.

                      Weil das EEG derartige Vergütungen nicht vorsieht, wird eine solche Anlage nur Verluste einfahren, Es sei denn, die Regierung ändert das EEG und stellt die o.g. enormen Einspeisevergütungen bereit. Das ist im Moment nicht vorstellbar, aber noch vor wenigen Jahren war auch die heutige Situation in der Energiewirtschaft nicht vorstellbar.

                   –  Für die Privatkunden beträgt 2014 die Belastung des Strompreises durch Steuern und Abgaben 55 %. (56).

                      Ergebnis: Eine derartige Power-to-Gas-Anlage verursacht einen Strompreis von 68,2 Cent/kWh bis  1,53 Euro/kWh – je nach aufgenommenem „EE-Strom-Mix“.

A 3)  Die Erzeugung von Strom – über die Zwischenschritte Wasserstoff, Methan und Rückverstromung

Weil die nur bis zum Wasserstoff reichende Verfahrenskette bald zu Schwierigkeiten bei der Einspeisung dieses Gases in das Erdgasnetz führt (s.o.), hat man beschlossen, der Elektrolyse eine Methanisierung nachzuschalten. Damit nimmt man weitere Verluste in Kauf.

Für die Umwandlung von Wasserstoff in synthetisches Naturgas SNG nach dem Sabatier-Verfahren wird Kohlenstoffdioxid CO2 eingesetzt. Anschließend erfolgt wieder die Rückverstromung – wie oben beschrieben.

Probleme: a)  Die Umwandlung in SNG erfordert einen weiteren erheblichen Ausbau der Anlage; deutlich höhere Kapitalkosten und Wartungskosten entstehen.

b)     Der Wirkungsgrad der Methanisierung beträgt 80 bis 85 %; hier angenommen: 83 %.

Damit folgt für den Gesamtwirkungsgrad der Anlage:

0,75 x 0,9 x 0,83 x 0,38 = 0,213. Also klägliche 21,5 Prozent.

V. v. Schnurbein, der die zwei Szenarien einer optimistischen und einer skeptischen Abschätzung der einzelnen Prozeßwirkungsgrade betrachtete, kam  hier bei der skeptischen – und möglicherweise realitätsnäheren – Variante auf einen Gesamtwirkungsgrad von nur noch 14 %. (6)

c)  Woher sollen aber die großen Mengen an CO2 kommen ? Es ist umstritten, ob überhaupt

     genügend CO2 aus biogenen und industriellen Prozessen für eine großflächige

     Anwendung der Methanisierungs-Technologie zur Verfügung steht.(55).

Kosten: Nach Anwendung der obigen Rechnungen ergibt sich mit Methanisierung und Rückverstromung sowie mit 33,3 Cent/kWh für die Kapital- und Betriebskosten (wegen der zusätzlichen Methanisierungs-Stufe wird die Investition um 33% höher als bei  Verfahren A 2) geschätzt):

             Stromerzeugungskosten:  =  56,2 bis 122,2 Cent/kWh

             Für Privatkunden beträgt dann der Strompreis nach Aufschlag der Steuern und Abgaben:

             =  1,07  bis  1,89  Euro/kWh.

                

Bei diesem angeblich der Stromspeicherung dienenden Verfahren sind die Verluste so extrem, dass eher von einem Stromvernichtungs-Verfahren gesprochen werden kann. Entsprechend hoch fällt dann der Preis des verbleibenden  Rest-Stroms bei der Rück-Einspeisung aus, wie das Zitat aus einem Fachartikel zeigt: „Dieses System als Langzeitspeicher für überschüssigen EE-Strom (Wind und Solar) würde bei einer Anlagenkapazität von 44 GW(el) und einem Stromoutput zwischen 12,3 und 31,7 TW (1 Terawatt  = 1 Million Megawatt) – das wären 2 bis 5 % des deutschen Strombedarfs – jährliche Mehrkosten zwischen 25,1 und 28,1 Mrd. Euro verursachen (6).

Es wird schnell klar, dass zur vollständigen Stromversorgung über die volatilen „Erneuerbaren“ unter Verwendung dieser höchst ineffizienten Speicher noch eine viel größere Anzahl von Wind- und Solarstromanlagen  als schon beim  Bau von 2038 neuen Pumpspeicherkraftwerken erforderlich wäre.  Bei dem Power-to-Gas-Verfahren  Strom – Wasser -Wasserstoff – Methan – Strom  wären sogar Wind- und Solarstromanlagen mit einer ca. 58-fachen Leistung im Vergleich zur installierten Leistung von 2012 zu errichten.

Damit wären alle Pläne bezüglich der Nutzung von  grünem Überschussstrom mittels elektrochemischer und chemischer Umwandlung als Erdgas-Ersatz, als KFZ-Antrieb und erst recht als Stromspeichermethode wegen unakzeptabler Ineffizienz und untragbarer Kosten sinnlos.

Alle Unternehmen, die sich an Power-to-Gas-Projekten beteiligen, besitzen selbstverständlich den Sachverstand, um die geschilderten Probleme, die sich ganz einfach aus einem Ignorieren physikalischer Gesetzmäßigkeiten ergeben, klar zu erkennen.

Es stellt sich daher die Frage, weshalb aus der Industrie und insbesondere aus ihren Verbänden keine Kritik an der Energiewende-Politik zu hören ist. Im Gegenteil: In allen Reden, Artikeln und Pressemitteilungen von Unternehmensvertretern wird in einer bemerkenswert gleichlautenden Sprachregelung immer von „ehrgeizigen“, „ambitionierten“ und „anspruchsvollen“ Zielen der Regierung gesprochen. Das sind heute die Synonyme für die Adjektive „sinnlos“, „unbezahlbar“ und „realitätsfern“.

Durchweg wird betont, dass man selbstverständlich die gleichen Ziele hätte. Nur ein paar kleine Änderungen wären doch schön.

Es erinnert an das Märchen von des Kaisers neuen Kleidern. Die Motive jedoch, die heute die Höflinge der Regierung für ihre Bewunderung der Energiewende haben, sind von handfesterer Art: Man rechnet damit, dass die gegenwärtige Energiepolitik noch einige Jahre andauert und man möchte die durch die verschiedenen Schwierigkeiten und Fehler entstandene Notsituation der Regierung für lukrative Geschäfte nutzen. Die Situation ist deshalb dafür besonders günstig, weil jetzt der Staat durch Gesetze und Verordnungen dafür sorgt, dass alle politisch gewünschten Projekte – seien sie auch noch so sinnlos wie die Power-to-Gas-Fabriken – mit Sicherheit bezahlt werden. Deshalb schaltet der Energieversorger E.ON derzeit TV-Spots mit der Präsentation der Power-to-Gas-Anlagen “ als „Stromakku“ für Windkraftstrom. Die Bürger werden es schon nicht durchschauen.

Es besteht eine staatliche Abnahme- und Gewinngarantie. Auch neue Absatzmärkte winken, wie die nur durch Zwang vielen und demnächst vermutlich allen  Haushalten vorgeschriebenen „Smart Meter“. Es ist ein vorübergehend existierendes, planwirtschaftliches Paradies.

Aus der Sicht dieser Unternehmen wäre es sehr unvernünftig, die Zeitspanne bis zum Zusammenbruch der Energiewende-Politik nicht für gute Geschäfte zu nutzen.

Das Power-to-Gas-Thema wurde hier so eingehend dargestellt, weil es sich dabei um die dreisteste Irreführung in der gesamten Energiewende handelt. Die Kosten sind derart extrem, die Verluste dermaßen krass, dass jegliche Hoffnung auf das spätere Erreichen eines erträglichen Niveaus vergeblich ist. Man kann die Physik nun einmal nicht betrügen.

Die finanzielle Förderung etlicher Projekte durch Bundes- und Länderministerien zeigt deutlich, dass es dort als politisch wichtig angesehen wird, mit diesen Potemkinschen Dörfern den Bürgern eine Hoffnung auf künftige Besserung der offensichtlich prekären, an den Strompreisen ablesbaren Situation vorzugaukeln. Es geht nur um Zeitgewinn, nicht um Energie…

Fortsetzung folgt

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