[posting]23318199[/posting]die klassifizierung ist ein witz, da sie nur wiedergibt was pasiert ist, aber zum beispiel nicht den 20 minütigen kontrollverlust reflektiert durch den ausfall aller (!) notstromgeneratoren - wenn du ein wenig ahnung von technik hättest - dann könntest du beweten, wie weit so eine klassifizierung argumentativ reicht - ich für meinen teil lache jedenfalls herzlich und einige leute, die mal bei vattenfall schweden gearbeitet haben und sich gestern ja geäussert haben dürften herzlich über deine platte argumentation schmunzeln - im besten fall für dich ..
und dann ist es ja wohl mehr als peinlich, wenn man jemanden korrigiert und dabei falsch liegt - also die leistungskennlinie der repower 5m ist vermessen und die erträge offshore sind damit ziemlich klar - an einem 10m/s-durchschnittswindstandort wie z.B. in beartrice wo die anlagen gerade in 44m wassertiefe 25 km von der küste offshore gestellt werden, sind 25 mio kwh ertrag erwartet. wie du leicht nachlesen kannst erwarten windpark-projektierer in D wie sandbank 24 sogar 26 mio kwh an ihren standorten - den rest der rechnung bekommst du sicherlich hin ...
(p.s. nette vollaststundenzahl nicht
- man könnte auch meinen die anlage könnte bis 2010 noch ein upscaling durchlaufen wie die e112 auf 6mw - oder gar auf 7mw ...)und was die investitionssumme angeht - hast du den bezug zur realität verloren oder keine ahnung - eine anlage kostet 10-12 mio euro all inclusive samt netzanbindung (was ja bei einem akw nicht immer der fall ist) - ich komme da beim besten willen nicht auf 100 mrd - aber ich könnte dir locker vorrechnen, was eine substitution durch akw kosten würde - nur letztlich ist das ziemlich schnuppe solange die erzeugungskosten stimmen ...
was war noch : erprobung - natürlich sind die anlagen erprobt - seit 2002 bis 2004 drehen sich eine ganze reihe der mühlen bereits onshore - und teilweise nearshore - ab 2006 auch in der 5mw-klasse offshore (siehe repower 5m in schottland gerade)- und zwar richtig offshore - zuvor gab es eine ganze reihe an projekten mit einigen 100 anlagen von 2-3.6mw in regionen mit 10-25m wassertiefe ...
um 2009/2010 sind die anlagen definitif marktreif - und ich habe keinen blassen schimmer warum es nicht möglich sein soll in 10 jahren jährlich 640 anlagen zu stellen - wir stellen derzeit onshore mehr in D ...
d.h. wenn der erste erpobungs-epr in finnland 2010 oder vielleicht auch erst nach den problemen 2012 ans netz geht dann sind diese anlagen schon lange marktreif und eine echte alternative - der epr hat dann noch nicht eine betriebsstunde hinter sich - und die passiven und aktiven sicherheitssyteme haben allenfalls simulatorische und modellhafte trockenübungen hinter sich - ich habe da ein nettes pdf wie sie die auffangwanne für die kernschmelze getestet haben - also bei der anordnung kann man nur hoffen, dass sich al und anderes ähnlich verhält wie die reale situation ...
aber kommen wir zum thema zurück - das netz wird wie geagt ja on den betreibern selbst bezahlt
vollständige genehmigung - es gibt 13 offshore-parks die durch das bsh genehmigt sind - und die netzanbindungen sind doch gerade in der mache - eine ist bereits durch - also komm mal wieder runter ...
platzbedarf - simple antwort 80 x 80 km^2 kumuliert - oder du siehst dir einfach mal die abmessungen bei dem für 2009 geplanten 200 anlagen beatrice-projekt an und legst das über die awz - 32 solche parks brauchste dann - wo da das problem sein soll - musst du mal erklären - nebenbei sind bereits heute zwischen 50-70 GW bei bsh an projektanträgen anhängig - also wird's wohl gehen ...
10mw-anlage - ja es gibt f&e-projekte - ich denke 2015 kann man wohl mit einer anlage in dieser klasse rechnen - aber mit sicherheit werden dann die upgescalten 5mw-ablagen (mit 7-8mw) den markt dominieren ...
lastmangement - natürlich gibt es alternativen - nur darf man natürlich eines nicht tun und hier alles über den haufen werfen - wenn ich damit gleichzeitig peakload zur verfügung stellen kann - dann sollte man das auch so erkennen.
nebenbei - wenn eine repower 5m offshor 4500+ vollaststunden macht - dund man eine gute windprognose hat - wie sie heute bereits möglich ist - dann kann man den verbleibenden kohle- und g&d-kraftwerkspark sehr gut danach fahren - nur die prognoseunsicherheit bleibt als regelreserve - siehe auch ausführungen dazu in der dena-studie ...
und zu den kosten - ein caes-kraftwerk liegt bei 300-400 euro/kw - und ich habe irgendwo mal eine studie gelsen, dass auf diese weise massive einsparungen (4 mrd ?) auch im bereich des heutigen kraftwerksmixes erzielt werden könnten, wenn so verbessert regelleistung zur verfügung stände ...
soweit erstmal ...