Im Rahmen der Energiewende wurden eine Vielzahl von Windanlagen errichtet, die alle ihren Wechselstrom mit 50 Hz in das bestehende Stromnetz einspeisen. Da aber im Norden und speziell auf der Nordsee der Wind am kräftigsten weht, versprach er dort für die Investoren auch die höchste Rendite. In der Nordsee wurden drei Offshore-Anlagen geplant, bei denen ein Windpark zwischenzeitlich fertig gestellt ist. Für die Übertragung des Windstroms an Land ist jetzt die deutsche Netzagentur zuständig.

Da im Meer eine Übertragung des Stroms über eine Freileitung nicht möglich ist, kam nur eine Übertragung über ein Seekabel in Frage. Wegen der kapazitiven Verluste bei einem Kabel, war nur eine Übertragung mit Gleichstrom möglich (HGÜ bzw. Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung). Hierbei wird der Wechselstrom in einem Konverter auf einer Plattform im Meer in Gleichstrom umgewandelt. Später an Land soll dann der Gleichstrom in einem weiteren Konverter wieder in Wechselstrom umgewandelt werden, um in dann in das deutsche Stromnetz eingespeist zu werden. Dass eine HGÜ mit den zwei Konvertern über eine Milliarde Euro kosten wird, spielte plötzlich keine Rolle mehr. Die Energiewende sollte gerettet werden, koste es was es wolle. Diese Kosten sollten dann später über eine Erhöhung des Strompreises von den einzelnen Stromkunden getragen werden.

Weltweit werden HGÜ’s aber nur für einen Inselbetrieb (Mallorca, Ibiza, Korsika) eingesetzt. Das heißt, man muss sich nicht an einen sauberen Sinus eines Konverter orientieren.

Das obere Bild zeigt den Verlauf eines Gleichstroms, unten rechts dann eine Umwandlung in einen Rechteckstrom. Mit Hilfe von verschiedenen Komponenten versucht man jetzt diesen Rechteckstrom in eine sinusähnliche Kurve (unten links) umzuwandeln. Bei dem Versuch diesen durch einen Konverter erzeugten sinusähnlichen Strom jetzt in das deutsche Stromnetz einzuspeisen, hat es enorme technische Probleme gegeben. Hierbei war der Brand des Konverters noch das kleinere Übel. Dieser sinusähnliche Strom war für eine Einspeisung in das deutsche Stromnetz nicht geeignet.

Jetzt kam man auf die glorreiche Idee, diesen Strom nach Norwegen zu leiten, um ihn dann in einem Pumpspeicherkraftwerk zu leiten. Hierbei wird mit Hilfe einer großen Pumpe Wasser aus einem tiefen liegenden Becken in ein höher liegendes Becken gepumpt. Bei Strombedarf kann man dann aus dem oberen Becken mittels Generatoren wieder Strom erzeugen.

Durch die Verluste auf dem mehrere hunderte Kilometer langen Kabel Richtung Norwegen und die ca. 30% Verluste des Pumpspeicherkraftwerkes war jedoch kaum noch Strom vorhanden. Diesen dann später bei Bedarf wieder nach Deutschland zu leiten, wäre technischer Unsinn gewesen. Diese Anlage kann als ein weiteres ad absurdum der Energiewende bezeichnet werden.

Der Strom der weiteren zwei Offshore-Windparks soll jetzt per HGÜ Trassen in den Süden Deutschlands geleitet werden. Auch hier spielen jetzt plötzlich die Kosten von mehreren Milliarden Euro keine Rolle mehr. Wie will man jetzt jedoch der Bevölkerung erklären, dass man diesen volatilen und nur sinusähnlichen Strom dort gar nicht in das existierende Stromnetz einspeisen kann? Pumpspeicherkraftwerke wie in Norwegen sucht man dort vergebens.

Wahrscheinlich hoffen die heute für diesen Unsinn verantwortlichen Politiker, nicht mehr im Dienst zu sein, wenn dieser technische Unsinn realisiert wird.

Bernd Kehrmann, Dipl.-Ing.

Hier ein Auszug aus seiner Rede:

In den nächsten vier bis fünf Jahren würden erneuerbare Energien ihre Wettbewerbsfähigkeit vollständig erreicht haben, sagte der CDU-Politiker in Berlin. Inzwischen hätten sich die Ausbaukosten für Windkraft an Land halbiert. Altmaier bekräftigte, dass er den Netzausbau in Deutschland beschleunigen wolle. Dies sei ein Schwerpunkt der Bundesregierung, in Zusammenarbeit mit Ländern und Kommunen. Als Beispiel nannte er schnellere Genehmigungsverfahren und die Verlegung von Stromkabeln auch unter der Erde.

In Berlin findet heute eine zweitägige internationale Energiekonferenz statt, an der Minister und Delegationen aus 40 Ländern mit Vertretern aus Wirtschaft und Gesellschaft teilnehmen.

Da im Norden der Wind am kräftigsten weht, versprach das für die Investitoren dort die größten Gewinne. Ende 2017 waren im Norden von Deutschland so viel Windanlagen installiert, dass man bei starkem Wind den erzeugten Strom nicht mehr unterbringen konnte. Die Folge war: Anlagen wurden abgeschaltet, die Investoren bekamen trotzdem den nicht eingespeisten Strom bezahlt.

Im Westen und Süden wehte der Wind jedoch nicht so stark. Da dies nicht so hohe Gewinne versprach, wurden dort auch weniger Windanlagen gebaut. Was lag also näher, als den Windstrom aus dem Norden in den Süden zu leiten.

Ende 2019 soll das Kernkraftwerk Philippsburg vom Netz gehen. Der erste Gedanke war, dieses Kraftwerk durch Windstrom aus dem Norden zu ersetzen. Die Entfernung von Bremen bis Phillipburg beträgt ca. 560 km. Da man bei einer Verlegung über  Hochspannungsmasten enorme Proteste der Anlieger befürchtete, kam man auf die glorreiche Idee einer Erdverlegung, nach dem Motto: Aus den Augen, aus dem Sinn. Wegen der kapazitiven  Verluste bei einer Wechselstromverlegung ist eine Erdverlegung über so  eine lange Strecke jedoch technisch nicht möglich.

Da man aber mit aller Gewalt die Energiewende retten wollte, wurde von den Spezialisten eine Gleichstrom Verlegung ( HGÜ ) vorgeschlagen, da bei einer HGÜ  keine kapazitiven Verluste entstehen. Das  aber bei dieser Verlegungsart weitere enorme Probleme entstehen, hat man einfach ausgeblendet. Die Energiewende muß jetzt mir allen Mitteln gerettet werden.

Irgendwann merkte man plötzlich, dass man ein Kernkraftwerk (KKW) das in der Grundlast läuft, nicht durch volativen Windstrom ersetzen kann. Nun soll die HGÜ Trasse in der Mitte bei Osterath unterbrochen werden. Zufällig befindet sich in Osterath eine der größten Schaltanlagen Deutschlands. Dort wird der Strom aus dem Kölner Braunkohlerevier verteilt. Die Idee ist jetzt, das KKW Philippsburg durch Braunkohlestrom zu ersetzen. Die CO2 Bilanz lässt grüßen.

Aber auch in NRW müssen bei starkem Wind immer mehr Windanlagen abgeschaltet werden, da man den Strom im Netz nicht mehr unterbringen kann, bzw. man verschenkt den Strom nach Holland, wobei man pro MWStd noch 240 € zahlen muß.

Ohne die Kosten für die Konverter, ist eine Erdverlegung ca. 6 mal so teuer wie der Bau einer Freileitung. Um die Energiewende zu retten, ist jetzt jedes Mittel recht. Der Stromkunde muss es sowieso über den Strompreis bezahlen.

HGÜ Erdkabel für die hier notwendige Spannung haben einen enormen Durchmesser. Bei einer Verlegung auf hoher See, werden mehrere 100 km Kabel mit dem Schiff vor Ort verlegt. Hierdurch spart man sich die Verbindung der einzelnen Kabelabschnitte mittels Muffen.

Diese Verlegungsart funktioniert auf Land aber nicht. Die einzelnen Kabelabschnitte müssen vor Ort mit einem LKW herangeschafft werden. Duch das hohe Gewicht der Kabel sind jeweils nur Abschnitte von 600m bis 800m vor Ort  zu bringen. Diese Kabelabschnitte müssen dann durch HGÜ Muffen miteinander verbunden werden. Bei einer Betriebsspannung von 380.000 V DC gehen von diesen Muffen eine nicht zu unterschätzende Gefahr aus. Aus diesem Grund können diese Muffen nicht einfach ins Erdreich verlegt werden. Hierfür sind Muffenhäuser aus Stahlbeton ohne Fenster mit gepanzerten Türen notwendig. Die Muffen für eine 380.000 V DC haben ca. eine Größe von 8 m, und können nur unter Reinstraumbedingungen hergestellt werden. Im Normalbetrieb erhitzen sich diese Muffen auf ca. 95 Grad C. Aus diesem Grund müssen diese Muffenhäuser klimatisiert sein. Die bei einer Freileitung notwendigen Hochspannungsmasten werden hier jetzt durch Muffenhäuser ersetzt.

Für den Bau der HGÜ ist der Netzbetreiber Amprion zuständig. Zwischenzeitlich hat Amprion konkrete Pläne für den Bau der Trasse vorgelegt.

Die Trassenbreite soll 1000m betragen, hierbei wird den Besitzern eine großzügige Entschädigung versprochen. 

Je nach Gewicht und Größe der Kabeltrommeln können auf einem LKW nur ca. 600m bis 800 m transportiert werden, da die Strassen und Brücken nur eine bestimmte Höhe oder Gewicht zulassen.

Das heißt, alle 600m bis 800m ist ein Muffengebäude mit den ca. Abmessungen von 10m x 12m notwendig.

Die HGÜ Kabel werden im Normalbetrieb ca. 95 Grad heiß werden. Was das für den Boden bedeutet, kann noch nicht abgesehen werden. Mit Sicherheit wird sich die Bodenkultur im Bereich des Trassenverlaufs erheblich verändern. In wie weit  der Aufenthalt im Bereich des Trassenverlaufs gefährlich ist, kann heute noch nicht abgeschätzt werden.

Wir reden hier von einer ca. 260km langen Trasse von Bremen nach Osterath mit einer Breite von 1000 m, also von 260 qkm. Diese Fläche muß komplett vom Baumbestand befreit werden und darf später auch nicht mit tief wurzelten Pflanzen bepflanzt werden. Über die Gefährlichkeit einer 380.000 V DC Leitung werden hier noch keine genauen Angaben gemacht. Man kann nur empfehlen sich später nicht im Bereich des Trassenverlaufs aufzuhalten.

Am Anfang und Ende der HGÜ Leitung ist jeweils ein Konverter notwendig. Für die Unterbrechung der Trasse im Bereich Osterath sogar ein Doppel-konverter. Der Platzbedarf eines Konverters wird mit ca. 4 Fußballfeldern angegeben. Der Konverter, der am Ende der HGÜ die Gleichspannung wieder in Wechselspannung umwandelt, muß mit großen Transformatoren ( Maschienentrafos ) ausgestattet werden. Wegen der nicht unerheblichen Brandgefahr müssen diese Trafos außerhalb der Konverterhalle aufgestellt werden.

Wegen der nicht unerheblichen Oberwellen muß man hier mit einer hohen Geräuschkullisse zu rechnen, die mit  startenden Düsenflugzeug zu vergleichen ist. Die Stahlung in der Konverterhalle wird so groß sein, dass man sie im Betrieb nicht betreten kann.

Der Preis eines Konverters wird mit ca. 600 bis 800 Millionen Euro angegeben. Diese Kosten wird der einzelne Stromkunde zusätzlich über seinen Strompreis bezahlen müssen.

Zwischenzeitlich hat Deutschland schon die höchsten Strompreise in ganz Europa. Durch den Bau der HGÜs wird der Strompreis wohl weiter rapide steigen. Hierbei scheint es unverständlich, das unser Bundeswirtschaftsminister Altmayer am 17.04.2018 von einer Wettbewerbsfähigkeit der Energiekosten in den nächsten Jahren spricht.

In seiner „Was-wurde-aus…“ Serie schaut SPON heute auf das Projekt Desertec, das 2009 voller Euphorie und mit großen Erwartungen gestartet war. Wüstenstrom für Europa sollte es sein, den man mittels Gleichstromleitungen über Gibraltar und Sizilien ins energiegewendete Europa schaffen wollte. Und wer da nicht alles eingestiegen war: E.On, RWE, Deutsche Bank, Siemens… ein Projekt im Volumen von 400 Mrd. Euro klingt nach einem Schlaraffenland für Investoren. Doch daraus wurde bekanntlich nichts. Warum das ganze scheiterte?

SPON bietet zwei Erklärungen an. Zum einen hätte es Streit gegeben, was mit dem produzierten Strom geschehen solle. Der Export nach Europa wäre angesichts des wachsenden Energiebedarfs in Afrika moralisch doch irgendwie untragbar. Das ist die altruistische Erklärung. Es gibt natürlich auch noch eine, in der ein böser Gegenspieler auftaucht – die Kohleverstromer! Die würden nämlich um ihre veralteten Kraftwerke bangen und deshalb den Fortschritt aufhalten. Ich halte beide Erklärungen für lächerlich und konstruiert.

Die erste deshalb, weil durch Handel immer Wohlstand entsteht, selbst wenn man nicht erst den heimischen Markt sättigt, sondern fast nur für den Export produziert. Den Strom nach Europa zu exportieren, wäre nämlich allemal lukrativer, als den heimischen Markt zu bedienen. In Maranello fahren ja auch weniger Ferrari herum als in München. Das zweite Argument ist noch bekloppter. Als wenn bei RWE oder E.On irgendwer an irgendeiner Technologie hängen würde! Dort will man nicht vordergründig Kohle verstromen, sondern Kohle verdienen. Man nimmt das Geld, das man kriegen kann, ganz gleich, welche Technologie man dafür einsetzen muss. Im überregulierten Deutschland nennt man das wirksamste Mittel der Gewinnerzielung deshalb auch nicht „Angebot & Nachfrage“, sondern Lobbyismus.

Im Bereich der Erneuerbaren muss man in Deutschland noch nicht einmal Marktpreise machen, da durch das EEG und angeschlossene Gesetze (ein „Lex Desertec“ wäre der Klimakanzlerin, den Grünen und den Trittbrettfahrern von der SPD ein Fest gewesen) die Subventionen nur so sprudeln. Man lebt nach dem Motto „Pecunia non olet“, und sobald das Geld dem Verbraucher zwangsweise aus der Tasche gezogen wurde, ist es genauso gut und schön, wie anstrengend auf funktionierenden Märkten verdientes. Man sollte endlich aufhören zu glauben, dass marktwirtschaftlich organisierte Unternehmen sich in einem hart umkämpften Markt wohler fühlen als in einem Umfeld aus Subvention und Protektionismus. Denn das haben Geld und Strom gemeinsam: Beide bevorzugen den Weg des geringsten Widerstandes.

Die wahren Gründe des Scheiterns

Zunächst zogen die Initiatoren von „Desertec“ nicht ins Kalkül, dass sich die politische Lage zwischen Marokko und Ägypten jemals ändern könnte. Man hatte sich so daran gewöhnt, dass die lokalen Diktatoren ihre wie Privatfarmen regierten Länder fest im Griff haben, dass man komplett verdrängte, von welcher Art die brodelnde Suppe war, auf der die schweren Deckel der Diktatur lagen. Der „arabische Frühling“ beendete die solaren Energieträume zuverlässiger, als das ein Sandsturm je tun könnte. Ein Funken Restverstand war bei den Projektinitiatoren wohl noch übrig, und die Idee, die europäische Energiesicherheit auf unbestimmte Zeit in die Hände islamistischer Banden vom Schlag der Muslimbrüder oder Boko Haram zu legen, wurde verworfen.

Zeitgleich mit dem Tod des Desertec-Projektes starb auch die deutsche Solarbranche immer schneller aus. Heute ist sie so tot wie Eisbär Knut. Es hatte sich nämlich gezeigt, dass die Chinesen bei der Subventionierung ihrer eigenen Solarzellen-Produktion noch großzügiger waren als die grünstrombesessenen Deutschen. Das, was man also in den Wüstensand zu klotzen beabsichtigte, wären letztlich vermutlich chinesische Anlagen gewesen. Die Reihe der Unterstützer, die sich noch 2009 als Profiteure der Idee „Wüstenstrom“ sahen, lichtete sich angesichts dieser Aussichten schnell weiter. Den Todesstoß für das Projekt bilden allerdings zwei physikalische Tatsachen, an denen auch die deutsche Energiewende letztlich scheitern wird. Der Betrieb von Solarmodulen in einer Sandwüste hat eine höhere Degradation zur Folge. Es kommt zwar prinzipiell immer zu Leistungsverlusten der Zellen, weil diese gewissermaßen „altern“; die erhöhte UV-Strahlung und die staubig/sandig/salzige Umgebung von Wüsten ist allerdings Zellgift für die Module. Diese müssen regelmäßig gereinigt werden, weil sie pro Tag sonst 0,5% ihrer Leistung einbüßen. (Anmerkung der Redaktion: Das gilt prinzipiell auch für die vorrangig von DESERTEC geplanten Spiegelsysteme) Reinigt man sie allerdings zu oft, wirkt sich dies ebenfalls negativ aus. Egal was man also macht, es geht bergab mit der Leistung. Die „Verwüstungen“, die ein ordentlicher Sandsturm oder die wohlmeinende lokale Bevölkerung in einem Solarpark anrichten können, sind da noch nicht mitgezählt.

Bleibt noch das letzte große Problem, welches sich die schöne Desertec-Idee mit allen anderen Solar- und Windideen teilt: fehlende Speicher für Kurz- und Langzeitpufferung. Es sind auch keine in Sicht. Heute, am 25. März, geht in Hannover die Sonne 19:42 Uhr unter. Es wäre schön, dann die eine oder andere Lampe einschalten zu können. Hingen wir heute schon an Desertec, würde daraus leider nichts – aus der Sahara käme nämlich schon seit 18 Uhr kein Strom mehr. Dort geht die Sonne um diese Jahreszeit schon deutlich früher unter. Für SPON ist die Idee „Desertec“ allerdings noch nicht tot. Es gäbe hier und da kleine Nachfolgeprojekte. Doch die sind lokal begrenzt und sollen ihren Strom auch nicht nach Europa liefern. Dies hat also mit der ursprünglichen Idee nichts mehr zu tun. Statt also von diesem toten Pferd abzusteigen, erklärt man, dass kein Pferd so tot sein könne, dass man nicht wenigstens ein klein wenig darauf reiten könne. Und sicher wird auch bald gemeldet, dass es nun neue Sättel gäbe, mit denen sich tote Pferde noch besser reiten ließen.

Dieser Beitrag erschien zuerst auf Roger Letschs Blog Unbesorgt.

 Der Ausbau dieses überregionalen Stromnetzes sollte nach ursprünglicher Planung um das Jahr 2020 komplett sein. Aber nach derzeitigen Abschätzungen wird es bis 2025, vielleicht sogar bis 2030 dauern, bis die vier großen Nord-Süd-Gleichstromtrassen in Betrieb genommen werden können. Diese Zeitverzögerung bringt horrende technische , wirtschaftliche und politische Probleme mit sich, welche in diesem Blog dargelegt werden sollen.

Unser instabiles Stromnetz

Das derzeitige (alte) Wechselstromnetz ist für die Einspeisung von Wind- und Solarstrom aus vielen Quellen und mit wechselnder Menge („Zappelstrom“) nicht ausgelegt. Die Ingenieure der Netzbetreiber müssen immer wieder per Hand eingreifen, um die Frequenz stabil bei 50 Hertz zu halten. Dazu ist es notwendig, die Kraftwerke ständig hoch- oder herunterzufahren. Diese „Redispatch“-Maßnahmen stellen ein „Engpassmanagement“ dar und kann als „Notbewirtschaftung“ der Stromnetze bezeichnet werden. Dabei nimmt das Redispatch-Volumen ständig zu: in den ersten beiden Monaten dieses Jahres umfasste es bereits 63 Prozent des gesamten Vorjahres.

Der wachsende Einsatz für den Redispatch sorgt dafür, dass sich die Kraftwerksbetreiber nicht mehr als Herren über ihre Anlagen fühlen können. Es gibt inzwischen Kraftwerke, die – übers Jahr gesehen – kaum mehr frei am Markt agieren können, da sie fast ausschließlich und zu nicht vorhersehbaren Zeiten für Redispatch-Leistungen angefordert werden. Die Kosten für diese Noteingriffe werden (per Gesetz) dem Stromkunden aufgebürdet. Sie sind Bestandteil der Netzentgelte und machen bereits jetzt ein Viertel des Endkundenpreises für Strom aus. Im Jahr 2015 beliefen sich die Kosten für dieses Engpassmanagement auf gut eine Milliarde Euro. Die Tendenz ist stark steigend. Für das Jahr 2020 rechnet die Deutsche Netzagentur mit Zusatzkosten von 5 Milliarden Euro allein aus dieser Position.

Gleichstromtrassen versus Erdkabel

Eine längst als obsolet abgelegte Technologie feiert bei der Energieübertragung im Bereich der regenerativen Energien wieder fröhliche Urständ: die Gleichstromtechnik. Zum Stromtransfer über weite Strecken nutzt man die sogenannte Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) aus zwei Gründen: weil es bei HGÜ das Blindstromproblem nicht gibt und weil die Energieverluste dort nur halb so groß sind wie bei der Wechselstromtechnik. Ein Nachteil der HGÜ-Technik ist allerdings die aufwendige Umwandlung von Gleichstrom in Wechselstrom, wozu man Konverterstationen in der Größe von Fußballfeldern benötigt. Derzeit sind zwei dieser HGÜ-Stromautobahnen in der Endphase der Planung: das Südlink zwischen Brunsbüttel und Obrigheim, sowie das Südostlink zwischen Magdeburg und Landshut. Zwei bis drei weitere sind angedacht sowie zusätzliche Anbindungen an die Meereswindparks.

Bei den o. g. landgestützten Trassen gibt es erhebliche Widerstände aus der Bevölkerung. Die betroffenen Anwohner in der Rhön und im Fichtelgebirge sprechen von „Monstertrassen“, insbesondere wegen der riesigen Masten. Deshalb werden viele Trassenabschnitte als Erdkabel in den Boden verlegt. Das verursacht erhebliche Mehrkosten (Faktor 5 bis 8), außerdem erhöht sich bei Erdkabeln aus physikalischen Gründen der Bedarf an Blindleistung. Die Gesamtkosten für die genannten Stromtrassen werden von den vier Netzbetreibern Amprion, Tennet, 50Hertz und TransnetBW auf mindestens 50 Milliarden Euro geschätzt. Auch sie werden den Stromkunden in Rechnung gestellt. Die Inbetriebnahme dieser Stromleitungen wird, wie oben erwähnt, möglicherweise erst im Jahr 2030 stattfinden.

Die aufwendige Verlegung von Erdkabeln

Kernkraftwerke: Abschaltung oder Weiterbetrieb?

Die Generalplanung der Energiewende im Jahr 2011 sah eigentlich vor, die heimischen Kernkraftwerke (KKW) sukzessive bis zum Jahr 2022 abzuschalten und den Windstrom von der Küste zu den deutschen Südstaaten zu transportieren. Dies wird unmöglich, wenn -wie dargestellt – hierfür die Stromleitungen fehlen. Von den 17 deutschen KKW wurden im Gefolge zu Fukushima 8 sofort abgeschaltet; für die restlichen 9 sah das Ausstiegsgesetz vom Sommer 2011 eine gestaffelte Abschaltung vor. Inzwischen wurde im Jahr 2015 das KKW Grafenrheinfeld außer Betrieb genommen; es folgen das KKW Gundremmingen B (im Jahr 2017) und Philippsburg 2 (in 2019). Während der kurzen Zeitspanne 2021 bis 2022 jedoch sollen die restlichen 6 größten deutschen KKW abgeschaltet werden, nämlich Gundremmingen C, Grohnde, Brockdorf, Isar 2, Emsland und Neckarwestheim II. Fast auf einen Schlag werden dann nahezu 9.000 Megawatt Stromerzeugung fehlen – und zwar in der so wichtigen und wertvollen Grundlast!

Vor diesem Hintergrund ist es vorstellbar, dass der Weiterbetrieb der letztgenannten 6 KKW fünf bis zehn Jahre lang über den politisch markierten Abschaltzeitpunkt hinaus aus wirtschaftlichen Gründen in Erwägung gezogen wird. Der Strombedarf der hochindustrialisierten Länder Bayern, Baden-Württemberg und Hessen ist dafür ein gewichtiges Argument. Der Import von (Atom-) Strom aus den umliegenden Ländern Frankreich, Schweiz und Tschechien ist über eine solche Zeitdauer keineswegs gesichert. Sofern Politik und Wirtschaft sich auf den Weiterbetrieb einiger KKW einigen sollte, dann sind spätestens 2018/19 eine Reihe von Entscheidungen zu treffen: (1) Das parlamentarische Ausstiegsgesetz wäre für einen begrenzten Weiterbetrieb entsprechend zu novellieren; (2) Die atomrechtlichen Genehmigungen zur Erlangung des Weiterbetriebs wären rechtzeitig zu beantragen; (3) Die Aufträge zur Brennstoffanreicherung in Gronau und zur Brennelementfertigung in Lingen wären termingerecht zu erteilen. Für Letzteres müsste Bundesumweltministerin Barbara Hendricks ihre Bemühungen zur Stilllegung der Anlagen in Gronau und Lingen einstellen.

Gaskraftwerke am Horizont

Man kann sich gut vorstellen, welche Öffentlichkeitswirkung im „ökologisch“ ausgerichteten Deutschland ein solcher Antrag zum verlängerten Betrieb einiger Kernkraftwerke hätte. Insbesondere, wenn er (wie zu vermuten) in die Zeit des anstehenden Wahlkampfes fallen würde. Deshalb haben die vier Betreiber des deutschen Übertragungsnetzes vorsorglich die Idee zum Bau von zusätzlichen Gasturbinen lanciert. Demnach sollen mehrere Anlagen dieser Art mit einer Gesamtkapazität von 2.000 Megawatt weiträumig verteilt über Bayern, Baden-Württemberg und Hessen zur Netzstabilisierung errichtet werden. Bei Netzstörungen, hervorgerufen durch Überlastung oder menschliche Fehlhandlungen, sollen diese Turbinen schnell in Betrieb genommen werden und das Gesamtsystem in einen sicheren Zustand überführen.

Die Bundesnetzagentur prüft derzeit die technischen Unterlagen. Sollte sie zustimmen, so würden die Investitions- und Betriebskosten dieser „Notstromanlagen“ dem Stromverbraucher angelastet werden.

Wetten, dass…?

Übernommen vom Rentnerblog