Cap Allon
Das Stromnetz benötigt eine feste Strommenge. Es spielt keine Rolle, wie viele Windparks man baut – der Bedarf bleibt gleich.
Anfangs funktioniert der Ausbau der Windenergie recht gut. Wenn der Wind weht, wird nützlicher Strom erzeugt und Gas ersetzt. Nichts Kompliziertes. Doch wenn man immer mehr Windenergie hinzufügt, taucht ein Problem auf.
Windparks wechseln sich nicht ab. Wenn es windig ist, produzieren sie alle gleichzeitig. Anstatt also die Lücke nahtlos zu füllen, überlasten sie das Netz.
An sehr windigen Tagen gibt es mehr Strom, als das Land benötigt. Man kann ihn weder nutzen noch in großem Maßstab speichern, also schaltet man die Turbinen ab. Die zusätzliche Kapazität, die man aufgebaut hat, ist verschwendet.
Dann lässt der Wind nach. Nun hat man das gegenteilige Problem. Es gibt nirgendwo genug Wind, und das System benötigt weiterhin Strom. Also wird sofort wieder auf Gas umgeschaltet, um den Betrieb aufrechtzuerhalten.
Dieser Zyklus – Phasen von Überschuss und Mangel – wird umso unausgewogener, je mehr Windkraft man hinzufügt: Die Überschüsse wachsen schnell, während die Engpässe nur geringfügig abnehmen.
Frühe Windparks könnten also sogar als nützlich eingestuft werden. Spätere Anlagen produzieren jedoch zunehmend Strom zur falschen Zeit, wenn er nicht genutzt werden kann. Man baut zwar mehr Kapazitäten auf, erhält aber nicht die gleiche Menge an nutzbarer Energie daraus. Und da der Wind jederzeit komplett abflauen kann, muss weiterhin Gas bereitstehen, um einzuspringen.
Es handelt sich nicht um einen sauberen Ersatz, wie behauptet wird. Es ist eine Überschneidung – mit wachsender Verschwendung auf der einen Seite und anhaltender Abhängigkeit von fossilen Brennstoffen auf der anderen. Die Strompreise sind in Volkswirtschaften mit hohem Anteil an „erneuerbaren Energien“ am höchsten, da sie effektiv für zwei Systeme bezahlen müssen: unzuverlässige erneuerbare Energien + fossile Brennstoffe als Reserve.
[Hervorhebung vom Übersetzer]
So funktioniert das System theoretisch. Ein Sturmwirbel im April 2026 hat gezeigt, wie es in der Praxis aussieht.
During the storm, some turbines in Scotland had to shut down because the wind was too strong. That is a hard limit of wind power. In extreme conditions, even at gusts around 50–60 mph, it switches off.
Doch damit waren die Probleme noch nicht vorbei.
Es stand immer noch reichlich Windenergie zur Verfügung – viele Windräder drehten sich während des Sturms weiterhin. Schottland erzeugte tatsächlich mehr Strom, als es verbrauchen konnte, was zunächst großartig klingt, doch es wurde auch mehr Strom erzeugt, als das Netz nach Süden transportieren konnte – dorthin, wo er gebraucht wurde. Dieser überschüssige Strom war nutzlos.
Daher wurden sogar die Windkraftanlagen, die noch laufen konnten, wo die Windböen nicht zu stark waren, trotzdem abgeschaltet. Gleichzeitig benötigte Südengland natürlich weiterhin Strom. Da nicht genügend Kapazität vorhanden war, um Strom aus Schottland nach Süden zu leiten, wurden vor Ort Gaskraftwerke in Betrieb genommen.
Dies ist auf der Karte unten deutlich zu sehen, wo gelbe Kreise die abgeschalteten Windparks und rote Kreise die in Betrieb genommenen Gaskraftwerke zeigen:
Wir zahlen doppelt für Strom – für unbeständige Windenergie plus eine vollständige fossile Reserve – und ignorieren dabei weitgehend das System, das am besten funktioniert: Kernkraft.
[Hervorhebung im Original]
Link: https://electroverse.substack.com/p/kashmir-snow-shuts-key-routes-japans?utm_campaign=email-post&r=320l0n&utm_source=substack&utm_medium=email (Zahlschranke)
Übersetzt von Christian Freuer für das EIKE
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Anlage und Standort
Wir planen eine ganz normale Windanlage auf einem sandigen Hügel der Kyritzer Platte, 67 Meter über Normalhöhennull (NHN). Ringsum Landwirtschaftsflächen, ein paar Bäume und in vorschriftsgemäßem Abstand eine kleine Ansiedlung. Typisch Prignitz.
Das gesamte Bundesland Brandenburg wird durch das Deutsche Institut für Bautechnik (DIBt) in die Windzone zwei eingruppiert. Der Hersteller (bekannt) empfiehlt eine dafür geeignete Windanlage: Elektrische Nennleistung 3,45 MW, Nabenhöhe 137 m, Rotordurchmesser 126 m.
Die Wetterstation Kyritz liegt ganz in der Nähe, hat eine Höhe von 40 m über NHN und liegt am südöstlichen Stadtrand. Wir holen uns vom DWD Monatsmittel der Lufttemperatur, Monatsmittel der Windgeschwindigkeit und höchste Spitzen der Windgeschwindigkeit für die Jahre 2004 bis 2024. Für die relative Luftfeuchtigkeit und den Luftdruck in Meeresspiegelhöhe nehmen wir übliche Mittelwerte an (70% bzw. 1013,25 hPa).
Der Rechenweg
Mittels Temperaturgradient der Standardatmosphäre, barometrischer Höhenformel und Magnusformel wird zunächst der Sättigungsdampfdruck in Nabenhöhe berechnet, daraus die Gaskonstante für feuchte Luft und daraus wiederum die mittlere Dichte der Luft (1,177 kg/m³ im August und 1,258 kg/m³ im Januar). Schwankungen des Luftdrucks und des Wasserdampfgehalt der Luft haben nur geringe Auswirkungen auf das Ergebnis. Die Annahme von Durchschnittswerten für diese beiden Parameter war gerechtfertigt.
In den unteren 100 bis 150 m über der Geländeoberfläche steigt die Windgeschwindigkeit logarithmisch mit der Höhe an. Die mittleren Windgeschwindigkeiten an der Spitze des Windmastes der Wetterstation (zwischen 2,63 und 4,45 m/s, das entspricht einer schwachen Briese) wird auf die Nabenhöhe der Windanlage umgerechnet. Mit der Rauhigkeitslänge (Tabellenwert nach Geländetyp) und der Höhendifferenz ergibt sich für unseren Fall ein Faktor von 1,7501. Die Spitzen der Windgeschwindigkeit werden mit dem gleichen Faktor umgerechnet. Der Geländetyp hat große Auswirkungen auf das Ergebnis. Die Auswahl der Rauhigkeitslänge erfordert Augenmaß und Fachkenntnis.
Zwischen Windstille über den Mittelwert der Windgeschwindigkeit bis zur Windspitze, jeweils in Nabenhöhe der geplanten Anlage, haben wir zunächst die Kennzahlen von typischen rechtsschiefen Häufigkeitsverteilungen. Durch Transformierung und Standardisierung werden daraus Dichtefunktionen von Standard-Normalverteilungen.
Die Bewegungsenergie des Winds ergibt sich als Hälfte des Produkts aus der Kreisfläche des Rotors, der Luftdichte und der dritten Potenz der Windgeschwindigkeit in Nabenhöhe. Diese Bewegungsenergie kann nach dem Betz’schen Gesetz nur zu etwa 59% (genauer 16/27) genutzt werden. Hinzu kommen weitere Leistungsverluste durch Turbulenzen an den Rotorblättern, Reibungsverluste, elektrische Leistungsverluste in der Anlage u.ä.
Wir benötigen zusätzlich die Windgeschwindigkeit, bei der die Windanlage ihre elektrische Nennleistung erreicht. Dazu wird die eben beschriebene Formel, einschließlich der Leistungsverluste, nach der Windgeschwindigkeit umgestellt und die angegebene Nennleistung eingesetzt. In unserem Fall ergeben sich Windgeschwindigkeiten zwischen 15,65 m/s (im Januar) und 16,00 m/s (im August). Nach der Beaufortskala entspricht das einer frischen Brise oder starkem Wind in Bodennähe.
Die Windgeschwindigkeit, bei der die Windanlage mit der Energieumwandlung beginnt (die Anlaufgeschwindigkeit) ist aus den Herstellerangaben bekannt (im Beispiel 3 m/s). Auch der Abschalt- und der Wiedereinschaltpunkt sind bekannt (für die geplante Anlage 22,5 und 20,0 m/s).
Das Ergebnis
Die Eintrittswahrscheinlichkeiten für die Anlaufgeschwindigkeit, die Windgeschwindigkeit, bei der die Windanlage ihre elektrische Nennleistung erreicht, sowie für den Abschalt- und Wiedereinschaltpunkt werden aus den bereits berechneten Dichtefunktionen der Windgeschwindigkeit ermittelt.
durchschnittlich 2.666 Stunden im Jahr stünde das Windrad still oder trudelt rum, weil die Windgeschwindigkeit geringer als die Anlaufgeschwindigkeit ist. Elektrische Leistung resultiert daraus nicht.durchschnittlich 5.513 Stunden im Jahr liefe das Windrad unter Teillast. Die Windgeschwindigkeiten liegen zwischen der Anlaufgeschwindigkeit und dem Wert, bei dem die Nennleistung erreicht wird. Die elektrische Leistung schwankt unterhalb der Nennleistung.Nur 460 Stunden im Jahr würde sich das Windrad unter Vollast drehen. Die Windgeschwindigkeit ist höher als sie für die elektrische Nennleistung notwendig wäre, liegt aber unter dem Abschaltpunkt. Die Umdrehung wird durch die Stellung der Rotorblätter reguliert und die Anlage hält konstant ihre Nennleistung.121 Stunden im Jahr läge die Windgeschwindigkeit über dem Abschaltpunkt. Die Rotorblätter werden in Fahnenstellung gedreht, um einer Anlagenzerstörung vorzubeugen. Die elektrische Leistung fällt auf Null.Witterungsbedingt wäre im Durchschnitt der Jahre 2004 bis 2024 mit dieser Windanlage eine Elektroenergieerzeugung von 7.511 MWh möglich gewesen. Das entspricht 2.177 Vollast-Stunden (25% der installierten Leistung). Die Windindustrie gibt für Onshore-Anlagen unter bundesrepublikanischen Witterungsverhältnissen 1.800 und 3.200 Vollast-Stunden pro Jahr an. Unser Beispiel liegt innerhalb dieser Spanne. Wartungszeiten oder netzbedingte Abschaltungen sind nicht berücksichtigt.
Die Beispielanlage hätte einen lausigen mittleren Wirkungsgrad von 25% der installierten Leistung (max. 2019: 36%; min. 2021: 20%). Sie wäre effizent wie ein mittelalterliches Göpelrad.
Die Grenzen der TWh Strom aus Wind sind auch in England noch lange nicht erreicht.
Jedes Jahr kommen ca. 2 TWh Windstrom dazu in England.
Beim pv.Strom kommen selbst in England auch jedes Jahr ca. 2 TWh pv.Strom dazu, 2022-2025.