Da steht nur "Wind- und Solarenergie sind im US-amerikanischen Markt
die günstigste Form der Stromproduktion und unterbieten jetzt sogar
Erdgas-Kombikraftwerke."
"Auch bereits bestehende Erdgas-, Kohle und Kernkraftwerke können
inzwischen von neuen Solar- und Onshore-Windkraftanlagen preislich
unterboten werden, wenn die Subventionen der US-Regierung in die
Berechnungen mit einfließen."
Hier ist also gerade der Nebensatz der Subventionierung wichtig. Und der
Fokus auf die USA.
Biden muss nun einiges aufholen, was Trump verschleppt und verzögert
oder ganz verhindert hat. Aber man muss auch damit rechnen, dass es in
den USA damit eine kurzlebige Subventionsblase für PV geben wird.
Deshalb mag PV immer noch toll und günstig sein. Aber die
Pauschalisierungen oben brauchen andere Quellen - oder mehr Differenzierung.
Und der Artikel bezieht sich auf eine Quelle:
https://www.energiezukunft.eu/fileadmin/_processed_/c/b/csm_wirtschaft_USA_guenstigste_energieform_lazard_a1357a7684.jpg
Da sind erstmal überall Spannen von Erzeugungspreisen genannt. Und Solar
ist dann noch in 5 Kategorien unterteilt. Das Zeug, was Leute auf dem
Dach haben, schneidet dort sehr teuer ab.
Nur das hingegen, was "utility scale" auf so Solarfeldern landet - das
schneidet sehr günstig ab. Ich finde diese Differenzierung dann auch
wichtig, denn da ist etwa Faktor 6 in den Kosten dazwischen!
Und dann muss man sich als nächstes fragen: wer baut denn "utility
scale" sowas auf? Doch eigentlich nur (etablierte) Energieversorger
selbst. Wie rechnen diese aber? Sie haben Eh-da-Kosten der bestehenden
Kraftwerksinfrastruktur (Kohle, Gas, Kernkraft) und der bestehenden
Lieferverträge/Abnahmeverträgen der entsprechen Brennstoffe.
Letztendlich müssen sie - wenn sie Kohle/Gas/Kernkraft also dann
brachliegen lassen - die Gewinne aus PV-Energie auch diese drei
"klassischen Sachen" (mit ihren Verlusten) noch mit durchfüttern.
So richtig Wettbewerb entsteht dort also erst, wenn (wie Tesla bei
Autos) *neue*, große Energieversorger (ohne Altlasten) an den Markt
gehen, diese quasi nur mit neuen utility-scale PV arbeiten, und sich
auch ein Konzept überlegen, wie sie bei Dunkelheit die Lücken auffüllen.
Es lohnt sich schon, das entsprechend mit zu sagen, welcher Unterschied
zwischen Theorie und Praxis da noch klafft.
Es ist nicht immer nur eine Grenzkosten-Sache. Sondern Investitionen und
auch Verluste oder Gewinnausfälle an anderer Stelle müssen für jede
einzelne Firma/Unternehmen mit betrachtet werden für ein halbwegs
stimmiges Bild an effektiven Kosten für diese Firma.
>>> An sonnigen Tagen wird damit sehr viel mehr Strom produziert
>>> als eigentlich notwenig.
>>
>> Womit der Spot-Preis in den Keller fällt.
>
> Ja.
Offenbar wurde das aber bisher noch nicht so richtig bemerkt, oder
weitergegeben.
In einer funktionierenden Marktwirtschaft muss doch das an sich Anbieter
anziehen, die da - an sonnigen Tagen - wirklich mal superduper-günstig
diesen Strom einkaufen und dann auch günstig verkaufen, immer noch bei
erklecklicher Marge.
>>> Damit können zuerst viele BEVs geladen werden
>>
>> ACK. Wenn die Leitungen, Trafos, etc. es aushalten. Auch die sind bisher
>> nur für die konventionellen Kraftwerke mit konstantem Output
>> dimensioniert und nicht für massive Peaks.
>
> Netze kann man mittels Smard Grid optimiert auslasten.
Jupp, sehe ich auch. Es lohnt sich aber, auch da zu unterscheiden:
welche Ideen und Konzepte des Smart Grid sind bereits Realität und
welche kommen erst noch als Produkte oder Angebote an Dienstleistungen.
Ich frage mich immer wieder, warum z.B. diese teuren großen neuen
Stromtrassen von Nord-Deutschland nach Süd-Deutschland gebaut werden, wo
üblicherweise jedes Dorf, was dabei irgendwie betroffen ist, noch eine
dicke Vergoldung dazu haben will, anstatt dass einfach wirklich mal in
DE oder auch EU-weit Smart Grid Ideen greifen.
VW hat ne Menge Standorte in Norddeutschland, braucht da mächtig Strom -
und die Nasen bauen da jetzt ein neues Gas-Kraftwerk hin. Irgendwas ist
da nicht smart, wenn die doch schon auf den Windstrom zurückgreifen
könnten, der dann nicht extra nach Bayern und Ba-Wü geleitet wird,
sondern in Niedersachsen und Nordhessen (Kassel) noch verbraucht werden
würde.
>>> und darüber hinaus Wasserstoff erzeugt werden.
>>
>> Wenn man jemand findet der den Elektrolyseur finanziert...
>
> Eine Bierdeckelkalkulation vom Elektrolyseur beim Wasser-
> kraftwerk in Wyhlen am Hochreihn:
>
> 1000 Volllaststunden
> Strom kostenlos
> H2 Produktion 18 kg/h
> H2 Kosten: 20€/kg
Was soll das sein: Herstellkosten? Verkaufspreise?
Denn an der H2-Tankstelle stehen derzeit immer noch einheitlich: 9,50
EUR das kg H2 als irgendwann mal festgelegter politischer
Einheits-Festpreis. Aber das typisch als H2 aus Erdgas/Methan (fossil
oder bio) reformiert.
>>> Natürlich ist der teure Wasserstoff nicht für profane PKWs
>>> gedacht, sondern für Anwendungen wo es keine bessere
>>> Lösungen gibt.
>>>
>>> Siehe:
>>> <
https://www.agora-energiewende.de/veroeffentlichungen/klimaneutrales-deutschland>
>> Wünsch Dir was...
>
> Ich denke in Deutschland läuft es so oder so ähnlich hinaus.
>
> Die Sache mit den Wasserstoffautos sehen auch die deutschen
> Automobilbauer so. Z.B. Daimler:
> PKW ==> BEV
> LKW bis 500 km tägl. Strecke ==> BEV
> LKW ab 500 km Strecke ==> Wasserstoff
Dafür, dass Daimler derzeit quasi grob verkauft
* Pkw: um 95% (reicht das?) mit Otto+Diesel
* Lkw: bestimmt 98% mit Dieselmotor (Rest CNG, LNG und ein paar wenige
BEV),
ist das eine recht steile These, finde ich.
Grüße, Ralf